close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

sites default files 20121214ND Ashraf ru

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Казахский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева
На правах рукописи
622.32
ɲɪɚɮ ɨɛɯɢ ɛɞ
ɟɥɶ
-
ɚɤɫɭɞ ɛɞɟɥɶ
-
ɨɬɬɚɥɟɛ
ə ə
ɖ
ɕ
(ɒ ) ɕ ɕə
ɩɟɰɢɚɥɶɧɨɫɬɶ: «PhD 6D070800 ɟɮɬɟɝɚɡɨɜɨɟ ɞɟɥɨ»
Научные руководители
:
1
.
д
.т.н. проф.
:
Ахмеджанов Т.К.
2
.
доктор
PhD, п
роф.
:
Мухамед Абдел
ь -
Гани Халифа ɥɦɚɬɵ
±
20
12
2
3
1
ɕ ɑ
ɘ ɕ ə əɕ ɕ əɕ .
6
1.1
Подсолевые месторождения нефти и газа в Казахстане
6
1.
2
Анализ проведенных
ранее исследований по изучению структур и механизма образования соляных куполов
3
7
1.
3
Закономер
ности механизма формирования соляных структур
5
1
Выводы по главе
6
3
2
ɑ ɕ ə əɕ 6
5
2
.1
Оценка влияния различных факторов на механизм образования соляных ловушек нефти
6
5
2.2
Численное исследование меха
низм
а формирования соляных
куполов в геологических структурах в зависимости от геометрических размеров области
6
8
2.3
Оценка образования возможных форм соляных куполов
7
5
Выводы по главе
8
0
3
ɕ ɕ 8
2
3.1
Обоснование критериев влияющих на выбор способов разработки подсолевых месторождений
8
2
3.2
Разработка инновационного способа вскрытия и эксплуатации подсолевого месторождения
86
3.3
Обоснование методики выбора эффективного с
пособа вскрытия и разработки подсолевого месторождения
9
8
3.4
Оценка количественны
х
показателей критериев выбора эффективных способов разработки подсолевых месторождений на примере месторождения Кашаган
10
4
Выводы по главе
11
7
ɘɑ
1
19
ɖɕ ɑ 12
1
3
ɤɬɭɚɥɶɧɨɫɬɶ
:
В прикаспийской впадине, распространены солянокупольные геологические структуры. С ними генетически связаны разведанные и разрабатываемые месторождения нефти и газа, сформировавшиеся в толщах, осадо
чных горных пород как покрывающих, так и подстилающих соляное тело. Возникновение этих структур геологи связывают с действием гравитационных сил, когда первоначально пастообразно залегавшие более легкие соляные породы, поднимаясь, внедрялись в вышележащую толщу осадочных горных пород в виде соляных куполов, валов и их комплексов. Движущей силой таких процессов является сила притяжения Земли, т.е. соляное тело (соль) поднимается в процессе тейлоровской неустойчивости. В природных условиях соль твердое крист
аллическое телопод длительной постоянной нагрузкой ведет себя как очень вязкая несжимаемая жидкость и деформируется без разрушения. Так как реальная среда представлена тремя слоями, моделирующими налегающую породную толщу, соляное тело и подстилающую толщу
, то коэффициент
ы в уравнениях импульса кусочно
непрерывны, при этом в точках разрыва они могут принимать как малые, так и слишком большие значения. При освоении недр с активным развитием соляных куполов (массивов) наряду с усилением техногенной нагрузки на
все более глубокие части литосферы, возникновению целого ряда техногенных аварий и инженерно
-
геологических процессов способствуют и соленосные породы, которые в последнее время изучались недостаточно и роль которых явно недооценивается при выборе способо
в вскрытия и разработки месторождений.
Вскрытие подсолевых месторождений скважинами пройденными по соляной толще сопровождается частыми разрушениями стволов скважин в результате их смятия и срезов обсадных колон и насосно компресорных труб , что приводит к необходимости проведения частых ремонтных работ, снижению производительности труда и загрязнению окружающей среды. Поэтому тема диссертации связанная с выбором способов вскрытия подсолевых месторождений нефти с учетом механизма процесов образования соля
нокупольных структур является акуальной. ɐɟɥɶ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ
:
Целью работы является обоснование механизма формирование соляных ловушек нефти и выбор эффективного способа их разработки. ɚɞɚɱɢ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɹ
: Д
ля достижения поставленной цели были поставлены
следующие задачи исследования: 1. Провести анализ литературных источников по исследованию структур и механизмов образования солянокупол
ь
ных ловушек нефти
и существующим способам разработки подсолевых месторождений нефти
; 4
2
. Изучить существ
ующие теорет
ические основы и об
основать возможные формы образования соляных ловушек нефти в зависимости от влияющих факторов. 3
. Обосновать комплекс критериев влияющих на выбор способов разработки нефтяных месторождений в подсолевых стр
у
ктурах
и р
азработать методи
ку выбора наиболее эффективного способа
вскрытия и эксплуатации
подсолевого месторождения нефти;
; 4
. Разработать инновационные способы вскрытия и разработки подсолевых нефтяных месторождений
и обосновать наиболее эффективный способ вскрытия и разрабо
тки месторождения Кашаган.
ɟɬɨɞɵ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ
: Д
ля решения поставленного ряда задач выбран комплексный метод исследования включающий: аналитический обзор существующих методов
изучения
меха
низма формирования солянокупольн
ых структур, для постановки и кон
к
ретизации задач исследования; о
основание механизма образования соляных куполов в двухслойной среде ©порода
-
сольª
по литературным данным эксперим
е
тальных исследований; О
ц
нка влияния различных факторов на механизм образования соляных ловушек нефти Оценка обр
азования возможных форм соляных куполов
по данным математического моделирования и разработка инновационного пррфиля вскрывающей скважины с учетом распределения напряжений в соляной толще.
ɚɭɱɧɵɟ ɩɨɥɨɠɟɧɢɹ,
ɜɵɧɨɫɢɦɵɟ ɧɚ ɡɚɳɢɬɭ
:
1.
П
ри формировании солянок
упольных ловуш
ек нефти размеры куполов находят
ся
в функциональной зависимости от физикомеханических и реологических свойств
, а также объемных размеров массивов солей и горных пород, участвующ
их в процессе куполообразования и имеют грибовидный, коль
цеобразный и линзообразный формы . 2
.Математические модели
, описывающие процесс образования
подсолевых
ловушек нефти могут быть использованы для выбора места расположения и профиля вскрывающей выработки
с учетом
устойчивости скважин в периоды
их экс
плуатации. 3. Для эффективной
и экологически безопасной
разработки подсоле
вых месторождений нефти на флангах соляных куполов вскрытие
следует осуществля
ть скважинами ©
J
ª образного профиля и проводить
их
в массиве породы за п
ределами
сдвиговых напряжений в
соляном пласте
, а подсолевое месторождение Кашаган вскрывать
скважинами
не пересекающими соляной массив и прой
денными из
шахтных горных выработок
,
с использованием насыпных островов специальной конструкции.
ɚɭɱɧɚɹ ɧɨɜɢɡɧɚ
:
-
Впервые составлена плос
кая математическая модель 2
-
х слойной сильновязкой несжимаемой жидкостью с поверхностным распределением 5
плотностей слоев в поле силы тяжести и заключенную в прямоугольную область. -
Впервые установлено, что эволюция границы раздела слоев при гравитацион
ной неустойчивости зависит от условий скольжения и жесткого сцепления соответственно в вертикальных и горизонтальных границах области. -
соляные купола являются идеальными ловушками для нефти и впервые предложено их вскрытие и разработку вести с применен
ием ©Jª образного профиля с учетом устойчивости скважин в процессе их эксплуатации.
6
1 ɧɚɥɢɡ ɥɢɬɟɪɚɬɭɪɧɵɯ ɢɫɬɨɱɧɢɤɨɜ ɩɨ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɢɸ
ɫɬɪɭɤɬɭɪ
ɵ
ɢ ɦɟɯɚɧɢɡɦɚ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢ
ɹ ɫɨɥɹɧɵɯ ɤɭɩɨɥɨɜ ɢ ɫɩɨɫɨɛɨɜ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɩɨɞɫɨɥɟɜɵɯ ɧɟɮɬɹɧɵɯ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ
1
.
1
ɨɞɫɨɥɟɜɵɟ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ ɧɟɮɬɢ ɢ ɝɚɡɚ
ɜ ɚɡɚɯɫɬɚɧ
В региональном тектоническом плане Прикаспийская впадина представляет собой юго
-
восточную глубокопогруженную часть древней Восточ
но
-
Европейской платформы. Прикаспийская впадина уникальна тем, что древний докембрийский кристаллический фундамент в еѐ ц
ентре погружен на глубину 22
-
24
км
.,
(геофизические данные). От центра к бортам (восточному, северному, западному и южному) поверхность
фундамента ступ
енчато понимается до глубин 6
-
7
км. Западно
-
Казахстанская
, Атырауская
и Актюбинская
административные области полностью расположены на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Указанные области все являются нефтегазодобывающими, н
о значимость их для экономики Казахстана
по нефтегазовому делу различна. Наибольшую добычу углеводородов имеет старейшая нефтегазодобывающая Атырауская область
, промышленная добыча углеводородного сырья в которой осуществляется с 1912 года [
62
]
.
Второе мес
то по добыче нефти и газа, по
-
видимому, необходимо отдать Актюбинской
и третье
²
Западно
-
Казахстанской
административным областям. Количество месторождений нефти
и газа
, а также запасы углеводородных месторождений, расположенных в пределах упомянутых админи
стративных областей, также неодинаковы. На территории Атырауской области располагается нефтяной гигант Тенгиз
(подсолевой), Кашаган
(акватория Северного Каспия). В соседней Астраханской области
России
в подсолевых отложениях рассматриваемой провинции откры
то ещѐ одно крупное газоконденсатное месторождение
Астраханское. Имеется ряд других месторождений, как подсолевых (Имашевское, Королевское и др.), так и надсолевых (Прорва, Мартыши, Кульсары, Доссор и др.). В Актюбинской области открыты крупные подсолевые месторождения Жанажол
, Кенкияк
, Алибекмола, Урихтау
и надсолевые
²
Кенкияк
, Шубаркудук, Каратюбе, Акжар, Кокжиде и другие
[
6
3
]
.
Количество месторождений на территории Западно
-
Казахстанской области
невелико, из них в разработке находится только одно нефтега
зоконденсатное подсолевое гигантское месторождение Карашыганак
.
В подсолевых отложениях также открыты мелкие и средние нефтегазоконденсатные месторождения: Тепловское, Восточно
-
Гремячинское, Гремячинское и газовые Цыгановское, Ульяновское, Токаревское. В н
адсолевых отложениях в центре впадины, к востоку от Урала выявлены мелкие нефтяные месторождения: Чингиз, Кубасай, перми и мелкие газовые в междуречье Урала и Волги: Порт
-
Артур, Ушкультас и Аукетайшагыл, которые в данное время находятся в консервации. В
ре
гиональном тектоническом плане наибольшее количество месторождений выявлено в восточной и юго
-
восточной частях провинции, наименьшее
²
в 7
северной и западной.
Характерной особенностью подсолевого разреза является наличие в нѐм обширного карбонатного массива
. Поэтому, нефтегазовмещающими коллекторами в подсолевом разрезе, чаще всего, служат карбонатные образования и, в первую очередь, органогенные известняки. Есть отдельные месторождения, где коллекторами для нефти и газа служат терригенные породы (подсолевая
нижняя часть перми Кенкияка
, девонские отложения Карашыганак
). В подсолевых отложениях месторождения нефти и газа контролируются высокоамплитудными (сотни метров) куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями, а также тектоно
-
седиментационными и рифоген
ными выступами
[
6
2
]
.
В подсолевых отложениях основными типами нефтегазовых месторождений являются месторождения рифогенных выступов и крупных куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, как правило, ненарушенных. Ведущими типами залежей в подсолевых отлож
ениях, чаще всего, являются массивные, значительно реже встречаются пластово
-
массивные и пластовые сводовые залежи. Интервалы глубин залегания подсолевых продуктивных комплексов колеблются от 2700
-
3600 (
Жанажол
) и 3900
-
4200 (Астраханское газоконденсатное м
есторождение) до 3800
-
5500 и более Тенгиз, Карашыганак
[
6
3
]
. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции выявлены
нефтяные гиганты Тенгиз, Кашаган, нефтегазоконденсатный
гигант Карашыганак,
газоконденсатное Астраханское месторождение и крупные нефтяны
е и газоконденсатные месторождения: Жанажол
(нефть, конденсат, газ), Кенкияк
(нефть), Имашевское (конденсат, газ), Урихтау
(конденсат, газ), Алибекмола
(нефть).
Газоконденсатные подсолевые месторождения имеют высокое содержание (выход) конденсата от 580 г/
м³ (Астраханское ГКМ) и 614 г/м³ (
Жанажол
) до 644 г/см³ и более (
Карашыганак
)
.
Характерной особенностью подсолевых газоконденсатных и нефтяных залежей является высокое содержание в них свободного и растворенного (попутного) сероводорода (от 1 до 24%), что усложняет их разработку.
Но сероводород с другой стороны, является ценным химическим сырьем для получения дешевой серы. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции наблюдаются жесткие термобарические условия. Так на глубине 5,5
км
.,
пластовое давление в залежах колеблется от 65 до 105 мПа (АВПД).
Превышение пластового давления над гидростатическим
давлением
достигает 1,95. Температура в
залежах достигает 110
°С
²
1
2
0
°С
.
, что соответствует геотермическому
градиенту в интервале 0 ±
5500
м
.
[
6
2
]
.
ɟɮɬɹɧɨɟ
ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɟ ɟɧɝɢɡ
Тенгиз р
асположен
в 160
км
.
,
к юго
-
востоку от г. Актау, в Каратон
-
Тенгизской зоне поднятий в
юго
-
восточной прибортовой части Прикаспийской впадины.
Структура выявлена и подготовлена сейсморазведкой MOB в 1974
г
.
,
м
есторождение открыт
о в 1979
г.
,
с
уммарная мощность осадочных образований в районе месторождения около 13
км
.
, в том числе подсолевого этажа -
более 9
км
.
,
б
урением достигнуты глубины 5,5
8
км
.
, что дало возможность охарактеризовать разрез от антропогеновых до верхнедевонских от
ложений. По данным сейсморазведки МОГТ подошва карбонатной девонско
-
среднекаменноугольной тол
щи находится на глубине 7,0
-
7,2
км
.
, а ее эродирован
ная кровля -
на глубине 4,0
-
5,2
км.
Общая мощность ум
еньшается за счет эрозии от 3,0
км
.
,
в централ
ьной части месторождения до 2,0
км
.
,
на ее периферии.
Верхнедевонско
-
башкирский карбонатный
литолого
-
стратиграфический
комплекс
Тенгиза
характеризуется преобладанием в разрезе рифогенных известняков, особенно широко представленных в фаменское, серпуховское и башкирск
ое время. Рифогенные известняки фамена
-
нижнего турне характеризуются доминирующей ролью зеленых водорослей.
Верхневизейско
-
серпуховский интервал представлен органогенными известняками с обильными остатками фауны криноидей, брахиопод, реже -
мшанок и едини
чно -
кораллов. Между верхнедевонско
-
башкирской органогенной постройкой (ОП) и соленосной толщей кунгурского яруса нижней перми на всей площади месторождения распространены глинисто
-
алевролитовые отложения артинского яруса мощностью от первых десятков метр
ов над вершиной ОП (скв. 6, 44 и др.) до 500 м
.,
(скв. 10) на ее периферии. Соленосные образования кунгурского яруса образуют достаточно надежную покрышку. Надсолевая часть разреза представлена верхнепермскими и мезозойско
-
кайнозойскими (триас, юра, мел, н
еоген, антропоген) отложениями, в которых доминирующую роль играют терригенные образования [
1
]
.
Нефтеносность связана с отложениями средне
-
нижнекаменноугольного и девонского возраста (ри
с
.
1
) [
2
]
. Глубина кровли продуктивной толщи в своде 3867
м
.
, ВНК условн
о принят на отметке -
5415
м
.
.
Залежь массивная высотой 1548
м
.
. Разрез продуктивной толщи сложен преимущественно обломочными, органогенно
-
обломочными известняками и доломитизированными мергелями. Коллекторы трещинные, каверново
-
трещинные, порово
-
трещинные. О
ткрытая пористость -
0,1
-
24%, проницаемость ±
1
-
30 мкм
»
, коэффициент нефтенасыщенности -
0,82. Начальный газовый фактор -
487 м
3
/т. Начальный дебит нефти -
500 м
3
/сут при 10
мм
., штуцере. Начальное пластовое давление -
84,24 МПа, температура -
105°С. Плотн
ость нефти -
789 кг/м
3
. Нефть сернистая (0,7%), парафинистая (3,69%), малосмолистая (1,14%), содержит 0,13% асфальтенов. Состав попутного газа, %
/
: метан -
53,8
,
этан -
12,99
, пропан -
6,85
, изобутан -
1,25
, бутан -
2,64
, пентан и высшие -
9,63
, азот -
1,19, гелий -
0,0195, сероводород -
19,25, углекислый газ -
3,69. Режим залежи -
упруговодонапорный. Извлекаемые запасы месторождения сильно колеблются в зависимости от исто
чника информации: от 689,5 млн.
т
.
до 1300
млн.
т
.
по нефти и до 328 млрд.
м
3
по газ
у. Потенциальные ресурсы оцениваются в 3,5 млрд. т у.т. Месторождение
находится в разработке. В 2009
г
.
,
было добыто более 20 млн.
т
.
Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравни
тельно небольшом значении, годовая добыча нефти. Причем стабилизация уровня 9
добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи. Пов
ышение нефтеотдачи и
ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подве
ржена различным Физико
-
химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния
[
77, 78
]
.
Рисунок
1:
Нефтяное месторождение Тенгиз
[
64
]
.
ɟɨɥɨɝɨ
-
ɩɪɨɦɵɫɥɨɜɚɹ ɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤɚ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ
:
Тенгизское месторождение расположено в западной части Казахстана на территории Эмбинского Района в 160
км.
,
от г. Атыра
у. Месторождение открыто в 1974
г
. С вводом его в промысловую разработку превратился в один из крупнейших промышленных районов Казахстана. На территории месторождения вырос г.
Тургай с населением более 90 тыс. жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Атырау, являются г. Актобе, станция Жанаарык, дорогой является линия Астрахань
-
Актобе. Ближайший магистральный нефтепровод Атырау
-
Повлодар. В орфографическом отношении изучаемая территория представляет собой холмистую равнину, расчлененную на степь и пустыню. Основной водно
й артерией является трубопровод Атырау
-
Жезказган. Климат района континентальный. Абсалютная максимальная темпиратура 450
С
.
, а минимальная ±
400
С. Снежный покров достигает 1,5
м., глубина промерзания 10
почвы 0,5
-
1
м. Основными полезными ископаемыми являются нефть и уголь. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин, а другие могут быть использованы в кирпично
м и гончарном производствах
[
64
, 77
]
.
ɟɨɥɨɝɢɱɟɫɤɚɹ ɱɚɫɬɶ
: ɢɬɨɥɨɝɩɱɟɫɤɩɹ ɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤɚ ɪɚɡɪɟɡɚ
ɫɤɜɚɠɢɧɵ
Палеозой
Отложения палеозой слагают ч
ерные, плотные, монолитные, трещ
иноватые, графитизорованные с
ланцы.
Имеют
место метаморфи
зованные песча
ники,
от
желто серых до черных, очень крепкие, плотные, монолитные, сильно трещиноватые трещины в
ертикальные, отдельные из них за
полнены белым кварцем.
В
большом количестве присутствует пирит
[
89
]
.
Нижний триас
Основная часть нижнего триаса слож
е
на изв
естняками в большин
стве случаев это поли
морфные
,
микрозернистые, микрокристаллические, крепкие, монолитные известняки. Также присутствуют доломиты светлые,
буровато
-
серые,
кремовые,
пелитоморфные,
мел
комковые, обломочные, прослоями перемятые, содержат неравномерно примесь тугого материала
[
64
, 78
]
. Тугопесчанники средне крупнозернист
ые, пятнистые, зеленые и бурые, сильно слюдистые, крепкие, плотные, монолитные, трещиноватые. Туфоаргиллиты пятнистые, неравномерно окрошеные, зеленые и бурые, крепкие и плотные, трещиноватые. Имеют присутствие туфы: серые и голу
бовато
-
серые, кристалло и витропласти
ческие с переходом в тепловые разности. Туфы в различной степени карбонатизированы, иногда нера
вномерно доламити
зирова
ны, участками интенсивно хлорити
зированы. Аргил
литы
крепкие с
оскольчагым изл
ом
ом
, тонкодиспе
рсные, трешиновагые с зеркалами
скольжения, слюди
ст
ые местами карбонатные, часто с примесью амприлитового материала, в нижней части разреза
с прослоями доломит
изировпнного известняка.
Пред
лагаемая мощность нижнего три
аса 1
5
-
18
метров.
Средний триас
Отложения среднего т
риаса представлены в основном вулканогенно
-
карбонатными породами серого,
светло
-
серого,
темно
-
серого
цветов с зеле
новатым или коричневым оттенком.
Известняки в большинстве сл
учаев микро и тонкозернистые.
М
елкокристаллические,
масс
ивные,
окремненные, плитоморфные, глинистые, доломит
изированные.
Наряду
с
мелкокристаллическими разностями в разрезе присутствуют комковатые органогенно
-
обломчатые и биогенные известняки. Известняк
и органогенно
-
11
детритовые, остракорывые с постепенным переходом в средне и микрокристаллические разности, слабо доламитизированные, участками скрошенные и слабобитумизированные
[
64
, 89
]
. Содержат маломощные прослои туфо песчаников, аргиллитов, туорфито
в, туфов. Известняки мелкозернистые до плитоморфных, преимущественно шламовых с примесью водорослевого детрита при подчиненном значении остраходовых разностей, слабо доломитизированные.
Детритовый шлам распространен неравномерно. Спорадически встречаются
целые формы остраход, пелизинод, участками обогащены терригенным
материалом машнитовой и алевролитовой разностей. Кристаллические известняки образуют маломощные прослои. Для всех разновидностей известняков характерна неравномерная доломитизация.
Доломиты кремовые и светло
-
коричневые, кавернозные с прослоями кристаллических и водорослевых известняков с редкими маломощными прослоями туфов, туфопесчанников. Микрозернистые доломиты играют подчиненную роль. Доломиты ослитово
-
комковатые, светло
-
кор
ичне
вые, содержат примесь орган
-
генно
-
водорослевог
о детрита. Комки сложены релито
морфными доломитами. На отдельных участках отмечаются горизонтальные слоистости. Туфы серые и голубовато
-
серые, кристал
ьно и витроп
ластические с переходом в пепловые р
азности. Туфы в различной степени карбонатизированны, иногда неравномерно долом итизированны,
участками
интенсивно
хлоритизированны, гидрослюдизированны. Песчаники мелко и среднезернистые, массивные трещиноватые, слюдистые, полимиктовые
.
Цемент гл
инистый регелиреционный, местами карбонатный. П
оровый. Содержание карбонатного материала нередко достигает 30%. По трещинам встречаются окисленный битум. Алевролиты мелко и среднезернистые, тонкослоистые реже немного слоистые, глинистые, слюдистые полиликтовые, прослоями известковистые. Аргиллиты преимущественно тонко дисперсные, микро слоистые, сланцеватые, местами плевритные, неравномерно карбонатные с содержанием органического вещества, с включением пирита и зѐрен кварца. Породы среднего три
а
са часто трещиноваты, трещины за
полнены кальцитом, иногда содержат окисленный битум. Мощность отложений ср
еднего триаса ожидается 150
-
170
метров
[
89
]
.
Верхний триас
Значительная часть отложений верхнего триаса представлена аргиллитами, алевролитами, песч
аниками. Иногда среди этих разностей, а именно, в нижней части разреза встречаются прослои гравелитов, вулканогенно
-
терригенных образований
[
64
, 77, 89
]
. В верхней части разреза присутствуют линзовидные прослои угля. В гравелитах нередко наблюдается включе
ния крупных частиц галек свидетельствующие о происходивших в верхнетриасовое вре
мя размывах и перерывах в осадко
накоплении. В большинстве случаев породы окрашены в серые, темно
-
серые, почти черные тона. Вулканогенные отложения, а также некоторые разновидно
сти песчаников и алевролитов, имеют зелено
-
серую и зеленую окраску. 12
Аргиллиты тонкодисперсные, плотные, крепкие, массивные, местами трещиноватые с раковистым изломом, иногда окремненные, пелитоморфные, с примесью алевритового материала.
Алевриты тонко и мелкозернистые, плотные крепкие, массивные участками слоистые, участками окремнелые, полиликтовые, цемент глинисто
-
гидрослюдистый. Песчаники мелко, средне, и грубозернистые массивные, местами полосчатой текстуры, трещиноватые, полиликтовые. Из вулк
аногенно
-
обломочных пород наибольшим распространением пользуются туфопесчаники и туфогравелиты. Туфопесчаники средне
и
крупнозернистые,
плотные, массивные, средне сцементированные, местами трещиноватые с включением гравия. Туфогравелиты сложены в основном,
обломками эффузивов и кварца сцементированными туфогенным материалом. Местами они переходят в мелко галечный конгломерат. Мощность отложений верхнего триаса по аналогии с сев. Караше составит 580
-
620 мегров.
Юрская система
Отложения юрской системы имеют значительную мощность и представлены всеми тремя отделами: нижним, верхним, средним
[89].
Нижний отдел
В основании юрских отложений залегает базальный пласт песчано
-
галечникового состава. Разрез составлен чередованием песчаников, алевролитов, глин. аргилл
итов. Мощность отдельных пачек песчано
-
алевролитовых или глинистых парод достигает 10
-
20
м. В свою очередь внутри песчаных и глинистых пачек прослеживается более тонкая ритмичность, вплоть до микро слоистости. Характерно насыщенность пород мелким унифициро
ванным растительным детритом, как в рассеянном состоянии, так и в виде отдельных узлистых прослоев. Песчаники серые, светло
-
серые, мелко средне реже крупнозернистые хорошо отсортированные, посиликтовые, крепкие, массивные, со значительной примесью гравия. Цемент песочного типа, а также контактового, представлен каолинитом. Алевролиты по составу опологичные песчаником глины серые, темно
-
серые, плотные,
аргиллитопобные,
песчанистые
[
64
, 78
, 89
]
.
Местами
алевритистые
с прослоями
серых
алевролитов и мелкозерн
истых песчаников. Породы обогащены рассеянным узлистым веществом. Аргиллиты тонко отлученные, чешуйчатой текстуры. В крупных обломках видны зеркала скольжения. Гравелит и мелко галечный конгломерат состоит из котонных и полу скатанных обломков подстилающих
песчаников и аргиллитов. Мощность отложений нижней юры предполо
жительно 120
-
140
метров
.
Средний отдел
В состав среднего отдела юры выделяются ааленский, байоский и батский ярусы
[89].
Ааленеский ярус
13
Представлен толщей разнозернисгых песчаников с подчин
енными прослоями и линзами глин и мелко галечных конгломератов. Песчаники серые, желто
-
серые, бурые, мелко
-
, средне
-
и крупнозернистые, иногда со значительными примесями глинистого материала, слабой и средней крепости,
сцементированные
глинистым, глинисто
-
хлор
итовым и баритовым
цементом
порового
и
контактного типов. Наиболее грубозернистые разности песчаников, нередко переходящие в гравелиты и мелкогаличные конгломераты, развиты в нижней части яруса. Вверх по разрезу песчаники объединяются грубым обломочн
ым материалом, и становится мелкозернистым. Глины серые, темно
-
серые, аргнллито подобные, а различной степени песчанистые и алевритистые, слабо карбонатные и некарбонатные плотные, обычно гидрослюдистые. Конгломераты состоят из полу угловатых, угловатых,
и полу скатанных обломков кремния, кварца и подстилающих песчано
-
глинистых пород.
Отложения аалена. особенно глинистые разности, насыщены обугленной растительной органикой, которая встречается в рассеянном виде. а также в виде отдельных углистых прослоев.
Встречающиеся прослои алевролитов серого и темно
-
серого цвета, плотные, крепкие, песчанистые, глинистые. Проектная мо
щность отложений валена 265
-
285
метров
[
64
]
.
Байоский ярус
Представлен
чередующим
ся песчаниками, алевролитами, глинами. Изредка встречаю
тся прослои мергелей, углей чередование пород, главным образом, тонкослоистое. В общем плане нижняя часть разреза байоского яруса более глинистая и имеет подчиненные линзовидные прослоя песчано
-
алевролитовых пород, которые образуют более мощные пласты (20
-
З0м), плохо выдержанные по простиранию. Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчано
-
алевритовыми породами. Глины залегают здесь в виде прослоев, мощность которых не превышает 5
-
10 мегров. Породы содержат обугленную растительную органику н углистые п
рослой. Песчаники серые, желто
-
серые, бурые, мелко
-
и среднезернистые, глинисто
-
алевритистые. часто переходящие в алевролиты. Состав песчаников полиликтовы и. Цемент контактного и пленочно
-
порового типа, редко базально
-
поровый, глинистый.
Алевролиты серые,
бурые, средне
-
и мелкозернистые, полиликтовые. По составу и соотношению породообразующих минералов они близки к песчаникам. Цемент середито
-
хлоритовый пленочного, реже базально
-
порового типа. Глины обычно темно
-
серые почти черные, иногда с буроватым оттен
ком, в различной степени песчанистые и алевритные, сильно насыщены обугленной растительной органикой. Мощность отложений байоса 380
-
400 метров
[
89
]
.
Батский ярус
Для отложений батского яруса характерно частное чередование песчаников, алевролитов, глин. Пес
чаники серые, темно
-
серые, буровато н желто
-
серые, мелкозернистые, редко сред незернистые, алевритисто
-
глннистые, связанные постепенным переходом с алевролитами. Алевролиты 14
имеют состав аналогичный песчаником. Они песчанистые, реже глинистые. Глины б
атского яруса гемно
-
серые, серые, темно
-
коричневые, з
елено
-
тем
но
-
серые, плотные в различной степени песчанистые. Особенностью нх является обогащение вулканическим стеклом
[64, 89
]
. В породах бата встречаются многочисленные тонкие прослои углисгых сланцев, обильный рассеянный обугленный растительный детрит
в отдельные крупные остатки флоры. Иногда просл
ои глин настолько насыщены, что приобретают облик углистых поро
д. Проектная мощность 245 ±
265
метров.
Верхняя юра
В разрезе верхней юры выделяются отложения
нелловейского, оксфордского и кемерндже
-
тионского ярусов. Келлоивейский ярус
Отложения келловейского яруса представлены толщей глинистых образований с подчиненными прослоями песчано
-
алевритовых пород. Глины зелено
-
серые, темно
-
серые, иногда с буроваты
м оттенком, плотные, аллевритные, слабо песчан
истые. Представлены слабо
-
карбонатными и некарбонатными разностями. Однако в верхней части разреза яруса карбонатность их постепенно возрастает, и здесь уже встречаются прослои мергеля. Песчаники серые, зелен
о
-
серые, реже темно
-
серые и буроватые, преимущественно мелкозернистые, сильно аллевритные, Постепенно переходящие в песчаные алевролиты. Из включений отмечаются многочисленные обугленные остатки наземной и водной флоры
[
77
]
. Алевролиты зелено
-
серые, мелко
-
и разнозернистые, песчанистые, иолиликтовые, сцементированные глинистым и карбонатным цементом б азаль но
-
парового,
-
редко
-
перового типа.
По методологическим особенностям разрез кенловейского яруса подразделяется на 3 части: нижняя глинистая -
песчано
-
але
вритовые породы присутствуют в виде темных прослоев мощностью до 1 м
.
, В средней части преобладает песчаники и алевролиты при подчиненном значении глин. Верхняя -
преимущественно глинистая. Это довольно мощная толща глин заключает в себе значительное колич
ество прослоев мергелей. Проектная мощность келловейского яр
уса 110
метров
.
Оксфордский ярус
Оксфордский ярус представлен толщей глинисто
-
карбонатных отложений с преобладанием глин в разрезе, особенно в нижней части. Глины серые, темио
-
серыс. зеленовато
или коричнево
-
серые, мергелистые,
алевритистые, реже слабо песчанистые, плотные. По мере обогащения карбонатом кальция глины постепенно переходят в мергели. Мергели обычно имеют нелито морфио
-
микрозернистое строение. Основная их масса глинисто
-
кальцевая, со значительной примесью алевритового материала, грещ иноватые. реже мергелей встречаются прослой чистых и глинистых известняков. Известняки трещиноватые. Трещины обычно заполнены мелко 15
кристаллическим кальцитом
. Изредка в разрезе встречаются прослои а
ллевролитов и мелкозернистого песчаника. Песчаники мелкозернистые, имеют светло
-
серую, серую, и темно серую окраску с зеленоватым и к
оричневым оттенком, массивные полимнктовые, а
левролиты мелко и разнозернистые, светло
-
серые и темно
-
серые с зеленоватым и
коричневым оттенком, тонкослоистые, полимиктовые. Состав алевролитов кварцево
-
пелевосинатовый. Среди включений следует отметить растительный детрит и скопления фаунистических остатков. Мощн
ость отложений Оксфорда 245
-
255
метров
[
78
]
.
Киммеридж -
пштопски
н. ярус
Отложения пого яруса представлены то
лщей органогенно
-
облом
очных, афанитовых н мелкокристаллических, нередко доломитизированных и пере
кристаллизованных известняков с прослоями доломитов, мергелей, глин, алевролитов и песчаников. Известняк
и в верхней части разреза имеют пятнистую структуру, которая обычно образуется за счет присутствия в серо
-
цветных известняках светлых гнезд доломитов. Доломиты часто известковистые с реликтовой органогенно
-
обломочной структурой. Песчаники и алевролиты сер
ые, зелено
-
серые, темно
-
серые, полимиктовые крепко цементированные карбонатным и кремнистым цементом. Породы разбиты трещинами, выполненными мелкокристаллическим кальцитом. Мощность кимеридж
-
титонских отложений пред
положительно составляет 195
-
205
метров
[
8
9
]
.
Меловая система
В пределах Южного Мангышлака по палеонтологическим данным уверенно выделяется нижний и верхний отделы меловой системы
[
89
]
.
Нижний отдел
Отложения нижнего мела представлены всеми своими ярусами: валанжинским, готернвским, сорремским, аптский н альтским
[
89
]
.
Валанжинский ярус
Валанжинскнй ярус с размывом и несогласием залегает на различных горизонтах юрских пород. В основании яруса залегает монолитный пласт базальн
ого конгломерата (мощностью 0.3
м
.
), состоящий из фосфоритовых желваков
и галек различных пород. Выше разряд сложен песчаниками, известняками
и подчиненными прослоями глин, алевролитов, доломитов. Породы окрашены в светло
-
серые, зеленовато
-
серые, серые тона. Песчаники мелко
-
, средне -
разнозернистые, кварцевые, олигоми
ктовые с различной степенью цементации
[
64
,
78
]
.
Постоянно в различных количествах наблюдается гонко рассеянный пирит. Органогенно
-
обломочные известняки сложены органическими остатками и цементирующим их известняки представлены мелкими зернами карбонатов.
Известняки в различной степени долом итизированы. Алевролиты большей частью крупнозернистые, 16
песчанистые представлены в основном олигамиктовыми разностями. Ближе к кровле прослеживается
пачка зеленовато
-
серых плотных г
лин. Мощность отложений 105
-
110
метров
.
Готеривский ярус
Отложения готеривского яруса представлены чередующимися песчаниками, глинами, алевралитами, известняками, доломитами, мергелями. Соотношения песчано
-
алевритовых, глинистых пород в разрезе примерно одинаково. Окрашены он
и в серые, с
ветло
-
серые, зелено
вато
-
серного типа. Песчаники мелкозернистые, алевритные, в различной степени сцементированные. Обломочный материал скатан слабо и полуокатан. Алевролиты часто крупнозернистые, песчанистые, полимиктовые. Глины алевритистые, песчанистые, и
ногда чистые, плотные с оскольчатым изломом, тонкослоистые. В глинах
присутствуют рассеянный, мелкий, обугленный растительный ретрит. Органогенно
-
ретритовые известняки глинистые, реже чистые, сложены обломками фау
ны с карбонатными цементирующими материалам
и
. Оолитовые известняки комковатые с примесью глинистого материала. Доломиты тонкозернистые, не ело истые с незначительной примесью алевритового материала и единичными крупными зернами кальцита. Мергели тонкослоистые, с раковистым изломом, обогащены алевр
итовым материалом, в большом количестве присутствуют тонко рассеянный пирит. Мо
щность отложений готерива 25
-
30
метров
[
64
, 77
]
.
Барремский ярус
Отложения баррема представлены глинами и песчаниками с подчиненными прослоями мергелей и глинистых из
вестняков. Характерным для отложений баррема является их пестро цветная окраска. По мегологическим признакам барремские отложения могуг быть разделены на нижний псечанный горизонт и верхнюю пестро
-
цветную пачку. Песчаники мелко, иногда среднезернн
сгые, алеврнтные, полимнктовые. Алевролиты разнозернистые и крупнозернистые, песчанистые, пол
и
ы иктовые, иногда кварц полево
шпатовые. Пестро цветная пачка представлено глинами с тонкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей. Глины, имеют бурую и ко
ричневую окраску с красноватым оттенком. Они аллевритистые, часто карбонатные, преимущественно монтмориллонитовые. В глинах отмеч
ается обуглившаяся растительная органика и значительное содержание рассеянного пирита. Мергели плотные, алевритистые.
Состоят
из карбонатов загрязненных глинистым материалом до 50%ª с зернами кальцита и пирита. Мощ
ность отложений барремз 110
-
115
метров
[
89
]
.
Аптский ярус
Аптский ярус
[
89
]
начинается плитой плотного песчаника с голькой и желеваками фосфоритов, залегающий по различной поверхности неокомских отложений. Мощность плиты составляет обычно 0
,2
-
1,5
м
.
, реже 2,0
-
2,5
м. Повсеместно выше залегает толща темно
-
серых, почти черных глин. Над 17
глинистой толщей появляются прослои песчаников, алевролитов. Аптские глины алеврити
стые, монтморнллонитовые иногда слабо карбонатные с большим содержанием тонко рассеянной обугленной органики. Алевролиты темно
-
серые с зелено
ватым оттенком, разнозернистые, полпмиктовые и кварц
-
полевошпатовые с примесью глауконита и тонко рассеянного пирит
а. Песчаники зелено
-
серые и серые, мелкозернистые, алевритистые содержат мелкие зерна и желваки фосфоритов. Мергели темно
-
серые и серые, чистые или с небольшим количество
м
алевролитовой примеси, микрозернистые, с зернами жауконита и пирита, часто с обломка
ми раковнп пелиципо форонинифер. Мощность аптских отложений ориентировочно 105
метров.
Альбскии ярус
Отложения альбского яруса начинается темно
-
серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Средняя часть разряда сложена толщей равномерно переслаива
ющихся песчано
-
алевритовых и глинистых пород. В верхней части яруса доминируют алевролиты, в подчиненн
ом виде присутствуют песчаники и
глины. Песчаники альбского яруса темно
-
серые и зеленовато
-
серые, мелкозернистые, крепко и слабосцементированные. Глины ге
мно
-
серые, почти черные, алевритистые, иногда слсобо карбонатные, с раковистым, оскольчатым изломом, обычно гонко оскольчатые. Мергели темно
-
серые, зелено
-
серые, плотные, тонко и мнкрозернистые с крупными единичными кристаллами кальция с обломками раковин пелеципод, фораминифер. М
ощность отложений альба 575
-
590
метров
[
89
]
.
Верхний мел
Верхнемеловые отложения представлены сеноманским под ярусом и датским ярусом.
Сеноманский ярус
Литологнческий состав отложений отмечается широким развитием глинисто
-
алеврол
итовых пород, содержащих отдельные, небольшой мощности, пласты песчаников и крупнозернистых алевролитов. Нижняя граница яруса проводится по подошве фосфоритового горизонта. Глины темно
-
серые, зелено
-
серые, алевритистые, с оскольчатым изломом, часто тонкосл
оистые, плотные слюдистые, комковатые, иногда песчанистые с фукоидами, заполненными порошкообразным гипсом. В значительном количестве присутствуют обугленные растительные остатки. Алевролиты зеленовато
-
серые и серые разнозернистые и крупнозернистые, местам
и полимиктовые и кварполевошпатовые. Песчаники зелено
-
серые, мелкозернистые, алевритистые, средней крепости и крепкие, массивные, полимиктовые. Мощность -
о
тложений сеномина 115
-
125
метров
[
64
]
.
Сенон
-
туранский под ярус
Сенон
-
туранские отложения в разрезе
скважинах, пробуренных на Южном Мангышлаке, называются с фосфоритового песчаника. Песчаник 18
серый, крепкий, мелкозернистый, слюдистый с включением кристаллов пи риг а. Слагают под ярус мелко подобные известняки, писчий пел, меловые мергели. Цвет пород свет
ло
-
серый, белый, иногда с желтоватым или зеленоватым оттенком. Текстура пород массивная и крупнозернистая. По составу различаю известняки
органогенно
-
обломочные, чем
генные, реже обломочные. Среди органогенно
-
обломочных известняков отмечаются разности на
шдетритовые с терригенной примесью и без неѐ. Хемогенные известняки представлены пелигоморфными разностями с органогенным детритом или песчано
-
алевритовой примесью. Мергели пестро цветные, плотные крепкие, участками трещиновятые. мелоподобные, не
редко глинистые. Встречаются такие обугленные растительные остатки, кристаллы пирита и обломки фауны. Мел белый, писчий, плотный, участками мягкий до рыхлого
состояния
. Наблюдается включения, примазки, небольшие линзочки глин по трещинам. Мощность
отложени
й сенон
-
турока 210
-
215
метров
[
89
]
.
Датский ярус
Отложение датского яруса с размывом залегает на сено
-
туранских отложениях. В разрезе датского яруса преобладают пелитоморфные и органогенно
-
обломочные известняки с прослоями мергелей и глин. В основании поч
ти повсеместно, прослеживаются прослои меловы
х пород с галькой. Мергели серые
с желтоватым оттенком оче
нь крепкие, плотные. Характерной
особенностью являются присутствие в них многих включений кремневых конкре
ции. Мощность отложения 105
-
110
метров
[
89
]
.
П
алеогеновая систана
Отложения палеогена с размывом залегают на породах датского яруса. Начинается разрез мелкозернистым песком на породах датского яруса. Иногда это песчаник. В основании залегает прослой с песчаниковой,
а местами фосфоритовой галькой. Ввер
х по разрезу залегают мергели белые очень крепкие с конкрециями пирита. Средняя часть разреза сложена корич
невыми местами известковистыми глинами с обилием рыбных остатков, под которыми залегают светло
-
серые, белые. Мелоподобные мергели с исключениями желе
зистых конкреций и кристаллов гипса. Верхняя часть разреза представлена монотонной толщей глин зеленовато
-
серых с бурыми пятнами, с фукоидными заполненьями порошкообразными пиритом. Глины жирные на ощупь, иногда слабо песчанистые. Среди глин отмечаются про
слои мергелей мелоподобных, серых алевролитов и темно
-
серых песков. По всему разрезу отмечаются конкреции пирита, сидерита гипса, включения обугленной растительной органики. В отдельных слоях глинистых породы имеют брехчевидное строение. Мощно
сть отложений
палеогена 305
-
345
метров
.
[
64
, 77
]
.
Четвертичная система
Отложения четвертичной системы представления конт
инентальными образованиями
, это пролювиально
-
делювиальные, золовые и гокарные 19
отложения. Представлены они песками с обильными включениями ратуши, ко
рочками соли на песчанистых глинах, суглинками, щебнем. Мощность 3
-
5 метров
Краткая характеристика геологического строения месторождения
: На Тенгизском месторождении скважинами вскрыты средне
-
нижнекаменноугольного девонского отложения и породы кристалличес
кого фундамента. В целом разрез представлен карбонатными породами
-
известняками, доломитами. Подчиненное значение имеют породы терригенного происхождения -
пески, песчаники, глины, аргиллиты, алевролиты. В тектоническом отношении Тенгизкое месторождение при
урочено к Астраханьско
-
Жанажолский вал северо
-
западного простирания. Жанажолский вал осложняет юго
-
западную часть вершины Астраханьского свода. Структура месторождения по подошве репера ©верхний известнякª представляет обширную (36
-
20 км.)
брахиантиклинал
ьную структуру с четко выраженной асимметрии и двумя сводами на юго
-
западе Жанажолским и в центре Тенгизским. Вершины сводов расположены вблизи крутого юго
-
восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается небольшой прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго
-
восточном направлении. Далее к югу и югу
-
востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной 4
-
6
км
.
,
еще далее к юго
-
востоку пологое залегание слоев сменяется новым редким их пониже
нием под углом 1
-
40С.
А
мплитуда погружения юго
-
восточного крыла Тенгизской структуры достигает 100м. Юго
-
западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов и мульд. Залегают оолитовые известняки, насыщенные жидкой газир
ованной нефтью. Однако получить промышленный приток нефти из известняков не удалось. Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощность которых составляла почти 99% осадочной толщи палеозоя, изучена слабо. Из изложенного видно, что Тенгизс
кое нефтяное месторождение является многопластовым
[
64
]
. ɢɞɪɨɞɢɧɚɦɢɱɟɫɤɢɟ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧ ɢ ɩɥɚɫɬɨɜ
:
Вопросы гидродинамических исследований скважин и пластов являются актуальными и наиболее сложными для разработки глубокозалегающих залежей нефти и
газа Прикаспийской впадины. Достовер
ность получаемой информации о комплексе фильтрационных парамет
ров пласта и особенностях строения пластовой системы в значительной мере определяется совершенством и обоснованностью применяемой техники и технологии иссл
едований, методов обработки и интерпрета
ции результатов, учитывающих конкретные геолого
-
промысловые условия месторождений. Рассмотрим некоторые особенности гидродинамических исследо
ваний объектов Тенгизского мес
торождения, выполненных в период их развед
ки и опытно
-
промыш
ленной эксплуатации
[
64
]
.
20
ɟɯɧɨɥɨɝɢɹ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧ
:
Технология проведения гидродинамических исследований за
конченных строительством разведочных и эксплуатационных скважин складывается с учетом специфически геологического строени
я, глубины залегания продуктивных отложений, состава пластового флюида, применяемого оборудования и приборов. Испытание скважин Тенгизского месторождения проводилось на двух
-
трех режимах в следующем порядке: первоначальная отработка на максимальном устьево
м штуцере (диаметром 8 или 10 мм
.
) в амбар для очистки призабойной зоны пласта и ствола скважины; перевод на четырехступенчатую блочную сепарационную установку фирмы "Порта
-
Тест" и исследование в стационарном режиме; исследование на стационарном режиме при
отработке на промежуточном штуцере;
переход на штуцер меньшего диаметра и исследование на минималь
ном режиме; отбор проб пластового флюида из выкидной линии; спуск в скважину глубинного манометра и регистрации забойного давления; остановка скважины и за
пись кривой восстановления давления (КВД). Вместе с тем, ограничения на пропускную способность сепарационной установки "Порта
-
Тест" (в 700 м
3
/сут) и ми
нимально допустимую величину за
трубного давления (10 МПа), сокращение до 2 суток продол
жительности сжиг
ания пластового флюида в амбаре, обусловленное требованиями охраны окружающей среды, отсутствие надежного глу
бинного оборудования и приборов не позволили реализовать в полной мере проведение традиционных гидродинамических исследований на месторождении Тен
гиз. В результате наибольшей по объему оказалась информация об устьевых параметрах исследований. Для повышения точности измерения трубные устьевые давления регистрировались глубинными манометрами, устанавливаемыми на фонтанной арматуре
[
64
]
.
Заметим, что а
налогичная ситуация с прямыми замерами забойных давлений, производительности скважин, отбором пластовых проб флюида отмечается при разведке и опытной эксплуатации глубокоза
легающих других месторождений нефти и газа в Прикаспийской впадине. В связи с этим можно рекомендовать более информативные, однако, и более трудоемкие методы исследования скважин. Они позволяют увеличить время исследования (пробная эксплуатация в течение 100
-
150 сут). Для этого было бы целесообразно построить в соляных куполах подземные емкости объемом 50
-
100 тыс. м
3
и прово
дить отработку объектов, сбрасывая в них углеводородные смеси промывочного раствора, техническую воду и химреагенты. Одновре
менно такие емкости, содержащие нейтрализаторы сероводорода, могли бы обеспечить сепарацию и
нейтрализацию продукции скважин в течение 150
-
300 сут при дебите газа до 1 млн. м
3
/сут
. и жидкости до 1 тыс. т/сут. Сжигание отсепарированного и нейтрализованного в подземных емкостях газа в первых поисковых скважинах в значитель
ной степени снизит эколог
ический ущерб и позволит определить параметры нефтеперерабатывающих установок, очень необходимых на стадии разведки перспективных площадей. Эти установки позволят получить конечные продукты из газа, нефти и конденсата. Избыток продуктов переработки на 21
ст
адии разведки можно хра
нить в тех же подземных емкостях.
Применяемая технология исследований скважин на Тенгизском месторождении, как и на других глубокозалегающих подсолевых месторождениях в Прикаспийской впадине, содержащих летучие нефти, не учитывает и
х физических особенностей. Это обстоятельство вместе с большой глубиной залегания существенно. Осложняет тради
ционную проблему исследований нефтяных скважин. Данные осложне
ния связаны с тем, что при исследовании скважин в наибольшей степени проявляется г
равитационное разделение нефти по стволу скважины и разрезу залежи, когда содержание тяжелых углеводоро
-
дов возрастает с глубиной. Для обычных нефтей с газовым фактором 150
-
200 м
3
/т измене
нием состав
а в скважине глубиной 1000
-
2000
м
.,
можно пренебречь, так как эта и другие характеристика меняются не более чем на 10 %. В то же время для скважин Тенгизского месторождения, как показы
вают расчеты, изменение газового фактора по стволу остановлен
ной скважины за счет гравитационной дифференциации достигает 2 раз, что, естественно, приводит к изменениям молекулярной массы, плотности и других характеристик нефти. На рис.1 в качестве примера приведены изменения расчетного давления, газового фактора и плотности по стволу скв. 17
-
и 41
-
Тенгизских в предположении у
становившегося равновесия. Вычисления выполнены по давлению и составу смеси на устье скважины по методике, изложенной в работе
[
64
, 78
]
.
Гравитационное разделение смеси по стволу скважины существен
но осложняет проблему определения компонентного состава л
етучей нефти даже в том случае, когда давление превышает давление начала кипения и смесь однофазна. Так
, при работе скважины действие гравитационного поля Земли приводит к изменению во времени состава смеси, получаемой на земной поверхности. Средний период
и амплитуда этих автоколебаний определяются соотношением скоростей гравитационного разделения смеси и подъема продукции по стволу скважины. При этом наибольшая амплитуда изменения состава добы
ваемой продукции наблюдается при их равновесии, т.е. при малых
дебитах. Увеличение дебита скважин приводит к увеличению отноше
ния вышеупомянутых скоростей и уменьшению амплитуды флюктуаций состава продукции. Таким образом, дискретные отборы проб на работающей скважине либо на сепараторе не обеспечивают представитель
ности полу
чаемого состава продукции. Точный состав пластовой продукции можно определить лишь при непрерывном контроле состава добы
ваемой продукции на сепарационной установке и последующем усред
нении полученных результатов за период времени, после которо
го искомые величины не выходят за пределы наперед заданной погрешности.
Следует также учитывать, что при исследовании скважин летучих нефтей с переменным во времени дебитом состав получаемой на поверхности продукции меняется при смене режимов. Поэтому иссл
е
дование состава добываемой проду
кции на сепарационной установке
, должно производиться при нескольких различных режимах, Заметим, что в остановленной скважине состав смеси также не пос
тоянен по ее стволу и ни 22
на одной из отметок не соответствует составу
пластовой продукции. Вызвано это гравитационным разделением смеси, поступившей из пласта в ствол скважины к моменту ее закры
тия. Состав пластовой продукции в остановленной скважине можно определить путем интегрирования компонентного состава смеси по длин
е ствола. Так, для скв. 17
-
и 41
-
Тенгизских интегральный газовый фактор равен 400 и 375 м
3
/т, соответственно, против значений 560 и 510 м
3
/т полученных по пробам на устье в статике. Задача определения среднего состава пластовой продукции в стволе остановле
нной скважины может быть решена традиционным путем с помощью отбора большого количества проб по стволу сква
жины
. В этой связи может быть предложен новый подход к исследованию летучих нефтей, заключающийся в отборе проб на устье скважины с полностью восста
новленным пластовым давлением, определении химического состава и последующем вычислении характеристик продукции на любой отметке. Гравитационное разделение пластовой смеси после закрытия скважины влечет за собой увеличение легких компонентов и допол
нитель
ный рост давления на устье скважины. Это искажает кривые восстановления на устье скважины и должно учитываться при их обработке. Действие силы тяжести Земли приводит к изменению состава нефти и по разрезу месторождения. Это обстоятельство необходимо учитыв
ать при подсчете запасов, проектировании разработки, интер
претации результатов исследования скважин. Как показали исследования составов по глубине, например, для скв.17
-
Тенгизская плотность и газовый фактор изменяются от 0,572 до 0,591 г/см
3
и от 622 до 535 м
3
/т соответственно в интервале глубин от 4000 до 5200
м. В этом интервале глубин молярное содержание компонентов (в %) изменяется в следующих пределах: Н
2
S -
от 15,4 до 15,9; СО
2
-
от 3,7 до 3,9; N
2
-
от 13,9 до 13,5; С
1
-
от 42,8 до 40,3; С
2
-
от 9,7 д
о 9,4
[
64
, 89
]
.
ɟɮɬɟɝɚɡɨɤɨɧɞɟɧɫɚɬɧɨɟ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɟ ɚɧɚɠɨɥ
Н
аходится в 240
км
.
,
к югу от г. Актюбинска в пределах Жанажол
-
Торткольской зоны валообразных поднятий Прикаспийского нефтегазоносного бассейна. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в I9
60 г. Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту московского яруса среднего карбона и верхней части
нижнего карбона. Продуктивные толщи КТ
-
1 и КТ
-
П разделены терригенно
-
карбонатными осадками. Месторождение приурочено к брахиантикли
нальной складке субмедионального простирания с углами падения крыльев 4
-
12°. Складка осложнена двумя сводами -
северным и южным и тектоническими нарушениями, одно из которых проходит по западному крылу, а два других -
через центральную часть поднятия (
рис
.
2)
. Поисковое бурение начато в 1961
г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 19
78
г.
,
из карбонатных отложений среднего девона. Продуктивной толще был присвоен индекс KT
-
I. Разведочные работы по этой т
олще проводились с 1978.no 1984
г. В 19
81
г
.,
при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи (КТ
-
II). 23
Структура разделена на три блока: южный, центральный и северный. Амплитуда нарушения в пределах западного крыла 100
-
150 м
.
, в це
нтральной части складки -
40
-
5
0
м. Размеры структуры в пределах замкнутых изогипс -
3350 и -
3550 м
.,
составляют 29x8 км. Амплитуда южного купола -
200
м
.
, северного ±
400
м. Выявленные залежи относятся к массивно
-
пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования
[
64
, 91
]
.
Прод
уктивная толща КТ
-
II сложена известняками с маломощными прослоями
доломитов. В ее пределах выделены продуктивные пачки Г и Д. Коллекторы -
поровые с открытой пористостью 9,5
-
12,6%, проницаемостью 0,061
-
0,395 мкм
2
, коэффициентами нефтенасыщенности 0,82
-
0,89
, коэффициентами газонасыщенности 0,78
-
0,83. Нефтенасыщенная толщина -
7,7
-
54 м
.
, газонасыщенная -
29,1
-
52,5
м. Высота залежей ±
50
-
350 м. Начальные пластовые давление и температура в пачках Г и Д составляют соответственно 37,5
-
39,6 МПа и 77
-
81°С. Дебиты н
ефти -
от 2,5 до 116 м
3
/сут. в пачке Д и
от 2 до 281 м
3
/сут -
в пачке Г. Дебиты газа достигают 219 тыс.м
3
/сут. Нефть легкая, плотностью 809
-
827 кг/м
3
, маловязкая,
сернистая (0,7
-
1,11%), парафи
нистая (4,9
-
7,1%). Содержание силикагелевых смол 4,23
-
6,8%, ас
фальтенов 0,43
-
1,78%. Выход светлых фракций до 300
°С
.
составляет 50,7%. Газонасыщенность пластовой нефти находится в пределах 168,2
²
319,5 м
3
/м
3
. Газ, растворенный в нефти пачек Г и Д, тяжелый, этансодержащий. Характерно высокое содержание тяжелых УВ -
3
3,75
-
35,57%, метан составляет 48,7%
[
79
, 91
]
.
Рисунок
2:
Нефтяное месторождение Жанажол
[
64
]
.
Отмечается повышенная концентрация сероводорода (до 5,97%), в небольших количествах присутствуют азот, углекислый газ, гелий. Газ газовых шапок -
тяжелый, этан
содержащий, доля тяжелых УВ в нем 24
достигает 18,5%, содержание метана -
73,24
%, сероводорода -
2,94%, азота -
до 1,93%. Содержание стабильного конденсата в газе 614 г/м
3
. Плотность его -
770 кг/м
3
. В составе конденсата присутствуют, %
.
: парафин -
до 3,6, се
ра -
0,41 и силикагелевые смолы -
0,55. Выход фракций до 300
°С
.
достигает 74,6%. По углеводородному составу конденсат имеет парафиновую осно
ву. Общее содержание парафиново
нафтеновых УВ превышает 86%. Дебит конденсата в пачке Г северного купола составляет 13,4 м
3
/сут. на 5
-
мм
.,
штуцере.
Подземные воды продуктивной толщи KT
-
II -
хлоридно
-
кальциевого типа с минерализацией 68,4
-
85,5 г/л. Помимо микроэлементов бора и брома, в водах присутствуют значительные концентрации лития и стронция. Верхняя продуктивная то
лща KT
-
I сложена органогенно
-
обломочными известняками, доломитами и их переходными разностями. Встречаются редкие прослои глин. Толща включает четыре продуктивных пачки: А, Б, В и В1. Первые три пачки развиты по всей площади структуры, пачка В1 ограничена распространением в сводовой части северного купола (блок III). Строение и характер насыщения продуктивных пачек в целом по толще КТ
-
1 позволяют объединить их в единую массивно
-
пластовую залежь с едиными ГНК (
-
2560 м
.
) и ВНК (
-
2663:2650 м
.
). Коллекторы толщ
и КТ
-
1 -
поровокаверновые, пористостью 11
-
14% и проницаемостью 0,080
-
0,170 мкм
2
. Высота нефтяной части залежи достигает 100
м
.
, газоконденсатной -
200
м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура. Эффективная толщина коллект
оров в продуктивных пачках варьирует в пределах 7,4
-
38 м
.
, нефтенасыщенная -
7,4
-
18
м
.
, газонасыщенная ±
11
-
26м. Коэффициентнефтенасыщенности -
0,80
-
0,87, коэффициент газонасыщенности -
0,79
-
0,82
[
64
, 7
8
, 91
]
.
Качественная характеристика и физические свойст
ва нефтей продуктивной толщи КТ
-
1 близки. Они легкие (833
-
836 кг/м
3
), сернистые (0,4
-
0,9%), парафинистые (3,95%), содержание смол и асфальтенов -
4,6
-
5,6%. Выход фракций до 200 °С достигает 32%, до 300
о
С -
около 55%. По групповому составу нефти метаново
-
н
афтеновые. Ароматические УВ имеют подчиненное значение. Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м
3
/м
3
. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) -
29,64 МПа (пачки В, В1), пластовая температура -
57
-
62
°С. Дебиты нефти -
от 13,47 до 148 м
3
/сут, газа ±
от 93 до 148 тыс.м
3
/сут. Газ, растворенный в нефти, и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этансодержащий; доля тяжелых УВ в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана -
от 68,2 до 87,3%. Содержание серово
дорода -
2,04
-
3,49%, азота -
1,02
-
2,19%, углекислого газа -
0,57
-
1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01
-
0,014%. Содержание стабильного конденсата в газе -
283 г/м
3
. Плотность его ±
711
-
746 кг/м
3
, содержание в нем серы -
0,64%. В групповом составе соде
ржится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических УВ. Дебит конденсата -
34
-
162 м
3
/сут. Пластовые воды толщи КТ
-
1 -
хлоридно
-
кальциевого типа, плотностью 1,067
-
1,091 г/см
3
и минерализацией 93,5
-
133,7 г/л. Режим работы залежей нижней карбонатной т
олщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной толщи ±
25
сочетание водонапорного и газового. Начальные извлекаемые запасы: нефть + конденсат ±
155 млн. т, газ ±
116 млрд. м
3
. Текущие (на начало апреля 2009г.): нефть ±
58,8 млн. т, конденсат ±
29
,2 млн.т. Месторождени
е находится в разработке с 1987г. В 2009
г. добыто около 4,8 млн. т нефти и порядка 5 млрд. м
3
газа
[
64
]
.
Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба. В
административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области. Областной центр город Актобе находится в 240 км
.,
севернее рассматриваемого месторождения. Рельеф местности представлен слабовсхолмленной равниной, расчлененной балками
и оврагами и характеризуется абсолютными отметками от плюс 125 до плюс 270м. Минимальные их значения приурочены к долине реки Эмба, с юго
-
запада
ограничивающей территорию месторождения и протекающей в 2
-
14 км
.,
от месторождения. Вода в реке минерализованн
ая и используется только для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в районе реки Эмба составляет 2м и более.
Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями темпе
ратуры и крайне низкой влажностью. Зимой температура воздуха достигает минус 40
o
С
.
, а летом температура воздуха достигает плюс 40
o
С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль. Первый снежный покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется
до конца марта. Средне годичное количество атмосферных осадк
ов невелико и достигает 120
-
140
мм
.
,
в год. Самыми жаркими месяцами являются июль и август. Район слабо населен, ближайшими населенными пунктами являются сов
хоз Жанажол, расположенный в 15
км
.
,
к
северо
-
востоку и действующий нефтепромы
сел Кенкияк, расположенный в 35
км
.
,
к северо
-
за
паду. Нефтепровод Атырау ±
Орск
п
роходит на расстоянии около 100
км. Обеспечение месторождения материально
-
техническими средствами производится Октябрьской и Джаксымайск
ой базами производственно
-
технического обслуживания и комплектации оборудо
вания
[
64
, 7
8
]
.
История геолого
-
геофизической изученности и разработки месторождения
:
Впервые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе С.К.Ковалевского и А.П.Г
аригросса, которые в 1940 году изучали район по рекам Темир, Эмба, Ат
-
жаксы. Их дальнейшие исследования носили маршрутный характер. Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944
-
1946 гг. Каспийско
-
Аральской партией п
од руководством Г.И.Водорезова проводилась геологическая съемка М40 в масштабе. В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к месту, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории. В 1949 году В.
И.Самодуров и И.В.Иванов
провели геологическую съемку в масштабе 1:200000 места М
-
40
-
ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дают точное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемко
й того же масштаба. В 195
2
-
1954
гг.
,
на 26
этой площади проведена геологическая съемка в масштабе 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С.Зингер)
. Поднятие Жанажола бало выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизич
еской экспедицией (АГЭ). В 1975 и 1980 годах его строение было уточнено исследованием МОГТ. Начиная с 1976 года поисковые работы в
елись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения ©Казнефтега
згеологияª
[
79
]
. Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4. С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспедициями в составе объединения ©Актюбнефтегазгеологияª,
созданного 1 октября 1981 года. В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением ©Актюбинскнефтьª Миннефтепрома СССР. В феврале 1981 года объединениями ©Гурьевнефтегазгеологияª и ©Актюбнефтегазгеологияª была за
вершена разведка нефтегазоконденсатной залежи верхней карбонатной толщи месторождения Жанажол, а разведочные работы на нефтяную залежь нижней карбонатной толщи еще продолжались.
По материалам разведочных работ на месторождении Министерством геологии КазССР
, объединениями ©Гурьевнефтегазгеологияª и ©Актюбнефтегазгеологияª совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и КазНИГРИ была выполнена работа ©Подсчет запасов нефти, газа и конденсата по месторождению Жанажолª. Запасы нефти, газа и конденсата м
есторождения утверждены ГКЗ СССР 23 июня 1982 года (протоколы №9015 и №9016 по категории С1 ±
первой (верхней) карбонатной толщи (КТ
-
1) и по категории С2 ±
второй (нижней) карбонатной толщи (КТ
-
11)). Разработка месторождения началась с разбуривания объекто
в первой карбонатной толщи. С 1989 года в соответствии с постановлением ЦКР СССР осуществляется перенос основных объектов бурения на объекты второй карбонатной толщи, что позволило ускоренно приступить к разработ
ке наиболее крупных объектов
[
64, 79
]
.
ɢɬ
ɨɥɨɝɨ
-
ɫɬɪɚɬɢɝɪɚɮɢɱɟɫɤɚɹ ɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤɚ
:
Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол представлен отложениями каменноугольной системы (нижний, средний и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и ме
ловой систем, а также четвертичными отложениями антропогеновой системы
[90
, 91
]
.
-
Палеозойская группа P
z
-
Каменноугольная система С
-
Нижний отдел С
1
Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневи
зейского возраста СIV. Кравля этих отложений вскрыт
я
только в скважине 1. Поэтому полная характеристика 27
этих отложений в работе не дается. На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, Восточный Тортколь вскрытая терригенная толща среднего
-
нижнего визенского и
турнейского яруса превышает 1000м. Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно
-
серых аргиллитов. Толщина окских отложений около 150м, серпуховских 140м. Вскрытая толщина отложений нижнего карбона на месторождении достигает 308
м
.
,
[
64
]
.
-
Средний отдел (С2)
-
Средний карбон (С2) представлен отложениями башкирского и московского ярусов.
-
Башкирский я
рус (С2В)
Отложения башкирского яруса полностью пройдены только скважиной 1. Полная толщина достигает 224м (3892
-
3668м). Представлены они известняками серыми и светло
-
серыми, органогенно
-
комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов
[
79
]
.
-
Московский ярус (С2m)
В составе московского яруса (С2m) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковского подъяруса представлены верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты ск
важиной 23 в интервале 3803
-
3647м и скважиной 1 в интервале 3668
-
3560м. Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах от 108
-
156м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины. Комплекс карбонатных отложений верх
него и визенижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 630м, образует так называемую ©Нижнюю карбонатную толщуª пород, обозначенный индексом КТ
-
11, в которых установлено наличие промышленных запасов нефти. Верхнемосковский подъярус пред
ставлен подольскими и мячковскими горизонтами. Нижняя часть подольского горизонта представлена органогенно
-
обломочными известняками, прослоями мелкозернистыми, массивными крепкими. Толщина карбонатных отложений подольского горизонта колеблется в пределах 1
44
-
220
м. Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами и представлен органогенными, органогенно
-
обломочными, микрозернистыми известняками и доломитами. Толщина его варьирует от 115 до 164
м
.
,
[
64
]
.
-
Верхний отдел (С3) -
Верхний карбон (С3) п
редставлен касимовским и гжельским ярусами
-
Касимовский ярус (С3К) Касимовский ярус в литологическом отношении на большей части сложен известняками и доломитами. В северо
-
восточной части известняки и 28
доломиты ангидритизированы. Степень ангидритизации раз
реза постепенно увеличивается снизу вверх ±
от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5
-
10м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса 50
-
97м
[64, 90
, 91
]
.
-
Гжельский ярус С3g
Гжельский ярус на юге и юго
-
западе представлен органогенным
и известняками, на 65
-
85% состоящими из водорослей и обломков фауны. В северо
-
восточной части усиливается ангидритизация разреза до полного перехода в ангидриты
[90
, 91
]
.
-
Нижний отдел Р1
В разрезе нижней Перми рассматриваемого района д
остаточно обоснова
нно выделение
отложения ассельского и кунгурского ярусов
[90]
.
-
Ассельский ярус
-
Р1as
В Южно
-
Эменском поднятии отложения ассельского яруса вскрыты скважинами Г
-
1 и Г
-
2 на площади сарыкуль и скважиной Г
-
1 на площади Жанажол восточной бортовой зоны.
Толщин
а отложений ассельского яруса колеблется в пределах 230
-
250 метров
[
91
]
.
-
Кунгурский ярус
-
Р1К
Отложения Кунгурского яруса широко распространены в описываемом районе. Они слагают ядра соляных куполов и антиклиналий, и в последние годы пройдены скважинами на структурах Жилансанд, Алимекмопа, Мартук, Кенкияк, Жанажол и Кумсай в восточной бортовой зоне, а также скважинами 5 и 1а на южно
-
эмбенском поднятии. Кроме того, отложения этого яруса вскрыты многочисленными структурно
-
поисковыми и глубинными разведочным
и скважинами
[
64
]
. Благодаря такому фактическому материалу стало возможным более детально изучить разрез кунгурских отложений и выделить в них 3 пачки: нижнюю
-
сульфатно
-
терригенную, среднюю
-
галлогенную и верхнюю сульфатно
-
терригенную. Толщина отложений кун
гурского яруса составляет 1700
-
1600 метров.
-
Пермская система (Р)
-
Верхний отдел (Р2)
Толщина верхнего отдела
перми изменяется от 633 (скв.10) в своде северного купола до 1808
м
.,
(скв.6) на восточной периклиналии
[90].
Нижний отдел
-
Триасовая си
стема (Т1)
Из триасовых отложений установлены осадки нижнего и верхнего отделов. Нижнетриасовые отложения широко распространены. В отложениях нижнего триаса в настоящее время выделяются ветлужская и бескунчакская 29
серии по определениям фауны остракод. Ветлу
жская серия в песчано
-
глиняных отложениях нижней части нижнего триаса. Баскунчакская серия к ней относится верхняя, более глинистая часть разреза нижнетриасовых отложений, имеющая более яркую кирпично
-
красную и пестроцветную окраску
[90]
.
-
Средний отдел (Т2)
Литологически среднетриасовые отложения указанного района представлены переслаивающимися песками, глинами, аргиллитами и песчаниками. Толщина среднетриасовых отложений в наиболее погруженных частях достигает 1000
м
.,
и более. На исследуемой территории
отложений верхнего триаса не установлены достоверно
[90
, 91
]
.
-
Юрская система (J)
В юрской системе выделены все три отдела, из которых нижний и средний представлены континентально
-
лагунным, а верхний ±
морскими отложениями
[
91
]
.
-
Нижний отдел (J1)
Ниж
неюрские отложения с эрозионным и угловым несогласием залегают на пестроцветах нижнего триаса и верхней Перми и на сульфатно
-
терригенной пачке кунгура. Литологически они представлены в основном светло
-
серыми и серовато
-
белыми песками, чередующимися с белым
и, светло
-
серыми глинами
[90]
.
-
Средний отдел (J2)
Среднеюрские отложения имеют широкое распространение в юго
-
восточной части. Аленский ярус Литологически представлен переслаивающимися глинами, песками и песчаниками и прослоями бурого угля. Байосский и б
атский ярусы. Отложения этих ярусов представлены переслаивающимися глинами, песками, песчаниками и прослоями бурых углей
[90
, 91
]
.
-
Верхний отдел (J3)
Верхнеюрские отложения представлены в основном глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина верхнею
рских отложений колеблется от 0 до 210м
[90]
.
-
Меловая система (К)
-
Верхний отдел (К2)
Отложения верхнего мела повсеместно перекрываются четвертичными отложениями небольшой толщины (2
-
3
м
.
), которые пре
дставлены суглинками и супесями
[
91
]
.
30
ɟɤɬɨɧɢɤɚ
:
В
тектоническом отношении Жанажольское поднятие расположено в восточной прибортовой зоне от Ащисайского краевого шва, отделяющего Прикаспийскую синеклизу от складок Верхне -
Эмбенской миогеосинклинали. О тектонической природе Южно
-
Эмбенского максимума име
ется много точек зрения. Одни исследователи считают его герцинским сооружением, являющимся южным продолжением Урала, а другие относят его к платформенным структурам. В связи с этим недостаточно четко определяется местоположение юго
-
восточной границы Русско
й платформы. Южно ±
Эмбенское поднятие, по мнению ряда исследователей, является южным продолжением Урала, обрамляющим Русскую платформу с юго
-
востока. Юго
-
восточную границу платформы они проводят вдоль северо
-
западного крыла поднятия
. Район, расположенный к востоку и юго
-
востоку от тектонического шва, на гравиметрических полях характеризуется в целом положительными значениями силы тяжести. В его пределах два максимума: Примугоджарский и Южно ±
Эмбенский, разделенные Манысайским относительным минимумом силы тяжести. Последний, очевидно, обусловлен разломом субширотного простирания, по которому Западное Примугоджарье сочленяется с Южно ±
Эмбенской миогеосинклинальной зоной
[
79
, 90
, 91
]
. На фоне региональных максимумов выделяются локальные максимумы, которые, п
о мнению Г.Г.Гарецкого приурочиваются к центрам внедрения ультраосновной поймы. Это предположение
подтверждается данными структурно
-
поискового и глубокого разведочного бурения, вскрывшего миндалекаменные базальтовые парфириты и ультробазиты.
В региональном
плане палеозойские отложения погружаются в южном и юго
-
западном направлениях и обнажаются в районе Изембетской антиклинали. На Кокпектинской площади они вскрыты скважинами на глубине 140м. Локальные структуры представляют собой узкие линейные складки с кр
утопадающими крыльями, часто осложненными швами и имеют северо
-
восточное направление. Ядра складок сложены верхнедевонскими образованьями в северо
-
восточном направлении. По мере воздымания палеозойских отложений. Ядра этих структур сложены доверхнедевонски
ми интрузиями. Палеозойские отложения здесь характеризуются сложным строением. Слои имеют крупные углы падения (от150 до 850) и нередко сложены дизъюнктивными нарушениями. Все это затрудняет изучение их строения сейсмическими методами. По геологическим мат
ериалам Кокпектинская антиклиналь представляет собой субмеридиально ориентированную структуру с широким южным и относительно узким седлообразным, вогнутым с восточной стороны северным периклинальным окончанием. Размеры ее 36
км
.,
по данной оси и 9
км
.,
в п
оперечнике, в южной 7
км
.
, в средней и северных частях 3,5
км. Антиклиналь имеет асимметричное строение: западное ее крыло крутое (500), восточное относительно пологое (15
-
200). Свод палеозойской структуры сложен эффузивами ордовика (предположительно) и ул
ьтробазитами среднего девона, карбона, перми.
Свод мезозойской структуры совпадает со сводом 31
палеозойской структуры, то есть наблюдается унаследованность структурного плана чехла от палеозойского фундамента
[
64
]
.
Анализ толщи палеозойских отложений позволя
ет предположить, что перикратонный прогиб развивался до каменноугольного периода. Несмотря на неоднократные горообразовательные процессы, происходящие на Урале, восточный край платформы испытывал преимущественно нисходящие движения, в результате чего накап
ливалась мощная (9
км
.
) толща осадков. Только начиная с карбона, восточная бортовая зона стабилизировалась, и здесь
устанавливались
такие условия, как и на всей территории Прикаспийской синеклизы. К западу от перикратонного прогиба прослеживается выступ в фундаменте, который отделяет прогиб от впадины, отложения нижнего структурного яруса, облекая этот выступ, образуют валообразные поднятия второго порядка. Последние представляют собой цепь валов, образованных под отдельными блоками фундамента.
По отражающе
му горизонту П1
-
поверхность отложений ассельского яруса, Жанажольское поднятие имеет субмеридиальное простирание и является симметричным. По замкнутой изогипсе ±
2300
м
.
, поднятие имеет длину 12,6
км
.,
и ширину 6,5
км
.,
при амплитуде более 400м. Разрывные
нарушения отсутствуют. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 1900м. В пределах свода была пробурена поисковая скважина №2, которая на глубине 2353м под кунгурским отложением вскрыла породы ассельского яруса и доказала наличие глубокого эрозионного и углового несогласия. По отражающему горизонту П2
-
кровля известняков верхнего карбона, Жанажольское поднятие сохраняет прежнее простирание и конфигурацию. Размеры его по замкнутой изогипсе минус 3200
м
.,
и составляют 12,8
км
.,
в длину;
4,8
км
.
,
в ширину,
при амплитуде более 200м.
Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 3000м. Скважина №1, ранее пробуренная в пределах свода, вскрыла на глубине 2408
м
.,
терригенные породы ассельского яруса, а на глубине 2910
м
.,
карбонатные породы московского яруса. В целом Жанажольское поднятие, также как и Алибекмолинское располагается на гипсометрически поднятом подсолевом палеозойском выступе и находится в благоприятных условиях для накопления в подсолевых породах залежей нефти и газа
[
7
8
]
.
ɟɮɬɟɝɚɡɨɧɨɫɧɨɫɬɶ
:
На по
днятиях Жанажольской ступени: Алибекмола, Жанажол, Уриктау, Кунгур, Восточный Тортколь в интервале глубин до 4411
м
.,
и на Кенкиякской ступени: Арайсай, Кенкияк, Кокпенде, Южный Мартук, Жантай и другие до глубины 5182
м
.,
уверенно выделяются до десяти паче
к коллекторов толщиной от 20 до 84
м
.
, приуроченных к окскому надгоризонту ±
один; к серпуховскому ярусу ±
три; к башкирскому ярусу ±
три; к которым приурочены залежи нефти, газа и конденсата. Пачки коллекторов разделяются между собой прослоями аргиллитов или плотных непроницаемых карбонатов. В каждой пачке располагается два ±
семь самостоятельных пластов, толщиной 3
-
38
м
.,
с коллекторами порового, трещинно
-
порового и реже порово
-
каверного, трещинно
-
каверного типов. 32
При этом коллекторские свойства КТ
-
1 на Ж
анажольской ступени несколько выше, чем на Кенкиякской ступени. Это связано с тем, что карбонаты на Жанажольской ступени подверглись большому выщелачиванию инфильтрационными водами, чем на Кенкияке
[
90
]
.
Поры размерами 0,05
-
0,1
мм
.,
составляют 13
-
15,8%, а каверны в 1,1
-
1,9
мм
.
,
до 3% породы и собираются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ
-
1 составляет 9,2
-
19,5% при проницаемости до 0,080
-
0,170
мкм
2
с максимальными значениями на Жанажоле, Уриктау, Кунгурском поднятии, где по ГИС коэффици
ент пористости достигает до 42,7
-
46,1%. Высота нефтяной части залежи достигает 100м, газоконденсатной ±
200м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура. Качественная характеристика и физические свойства нефтей толщи КТ
-
1 б
лизки. Они легкие (833
-
836кг/м
3
). Сетнистые (0,4
-
0,9%), парафинистые (3,95%), содержание смол и асфальтенов 4,6
-
5,6%. Выход фракций до 2000С достигает 32%, до 3000С ±
около 55%. По групповому составу нефти метаново
-
нафтеновые. Газонасыщенность пластовой не
фти не превышает 263,3 м
3
/м
3
. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) ±
29,64 МПа (пачки В, В1), пластовая температура 57
-
62
o
С.
Газ, растворенный в нефти и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этаносодержащ
ий; доля тяжелых углеводородов в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана ±
от 68,2 до 87,3%. Содержание сероводорода 2,04
-
3,49%, азота 1,02
-
2,19%, углекислого газа 0,57
-
1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01
-
0,014%. Содержание стабильного конденсата в газе 283г/м
3
. Плотность его 711
-
746
кг/м
3
, содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических углеводородов. Дебит конденсата 34
-
162
м
3
/сут. По восточному борту Прикаспийской синеклизы, в резуль
тате проведенных за последние годы геолого
-
сейсмических работ, накопили огромный фактический материал, позволяющий высоко оценивать потенциальные ресурсы углеводородов и перспективы открытия новых месторождений нефти, газа в подсолевых карбонатных и терриг
енных отложений, а также нижележащих отложений девона
[
91
]
.
ɟɮɬɹɧɨɟ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɟ ɚɲɚɝɚɧ
О
ткрыто в 2000
г.
,
в Северном Каспии, на мелководном шельфе с глубиной воды 3
-
4 м
.
, в 75
-
80 км
.,
южнее казахстанского города Атырау. Высокоамплитудное, предположит
ельно, рифогенное поднятие по горизонтам подсолевого палеозойского комплекса обнаружено поисковыми сейсмическ
ими работами в период 1988
-
1991
гг.
,
на морском продолжении Каратон
-
Тенгизской зоны поднятий. В результате поисково
-
детальных геофизических работ, п
роведенных российскими и западными компаниями, в его составе выделены массивы Кероглы
-
Нубар и Кашаган, получившие в 1995
-
1999
гг.
, названия Западный Кашаган и Восточный
Кашаган соответственно
(рис
.
3
). Мощность осадочных образований по 33
сейсморазв
едочным данн
ым составляет 11
-
12
км. Подсолевой палеозойский комплекс мощностью 7
-
8 км
.,
в верхней части, на глубинах -
4,0
-
6,5 км
.
, представлен карбонатными, существенно рифогенными породами. Размеры массива Восточный Кашаган по замкнутой изогипсе -
5000 м
.
-
10
-
25 х 4
0 км
.
, площадь ±
930 км
2
, амплитуда -
1300 м
.,
параметры массива Западный Кашаган в контуре замыкающей изогипсы -
5000 м
.,
-
10 х 40 км
.
, площадь -
490 км
2
, амплитуда -
900 м
.,
[
3
,
75
]
. Продуктивная толща
залегает на глубинах 3600
-
4600
м.
Особенности сейсми
ческой записи как в пределах обоих массивов, так и по их периферии, сходны с площадью эрозионно
-
рифового массива, в связи,
с чем еще до постановки глубокого бурения предполагалось обнаружить здесь сложную ассоциацию рифовых построек и продуктов их разрушен
ия верхневизейско
-
среднекаменноугольного возраста. Первая скважина, заложенная на массиве Восточный Кашаган (КЕ
-
1), подтвердила эти предположения, достигнув глубины 5170 м
.,
(фаменский ярус верхнего девона). Нефтяная залеж
ь вскрыта на глубине около 4400
м.
Дебит нефти -
600 м
3
/сут., плотность -
0,815 г/см
3
, что практически идентично нефти Тенгиза. Пластовое давление ~105,5 мПа, дебит газа ±
200 тыс. м
3
/сут. В составе газа имеется значительная примесь сероводорода (содержание серы ±
16
-
20%). По оценкам компа
нии
-
оператора извлекаемые запасы нефти нового супергиганта составляют 950
-
1230 млн. т. Запасы растворенного газа, утвержденные ГКЗ Казахстана ±
1300 млрд. м
3
[64
, 75
].
Различные группы экспертов дают оценки запасов до 1780 млн. т по нефти и 1740 млрд. м
3
по
газу, а геологических ресурсов углеводородов (преимущественно нефти) Восточного Кашагана -
от 1,2 до 7,9 млрд. т, Западного Кашагана -
2,7 млрд. т условного топлива. ВНК прогнозируется общим на обоих поднятиях и проводится на абсолютной отметке -
4800 м. П
ри этом высота массивного трещинно
-
кавернозного резервуара составляет 1100 м
.,
(Восточный Кашаган) и 700
м
.,
(Западный Кашаган), площадь нефтенос
-
ности -
650 км
2
и 340 км
2
, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина -
550 м
.,
и 350 м
.,
соответственно [3]
.
Соленосная кунгурская толща и надсолевой комплекс осадочных образований суммарно достигают мощности 4,0
-
4,2 км
.
, и несмотря на резкое сокращение мощности соли в межкупольных мульдах обеспечивают сохранность уникальной залежи. Международный консорциум ³Ag
ip KCO´, ведущий разведку месторождения, планировал начать
коммерческую добычу еще в 2006
г., однако с тех пор срок начала добычи несколь
ко раз переносился; в июле 2008
г.
,
начало добычи было перенесено на октябрь 2013г. В качестве причин отсрочки называют, в основном, сложную геологию резервуаров высокого давления и риски, связанные с высокой концентрацией сероводородного газа
[31].
34
Рисунок
3:
Нефтяное месторождение Кашаган
[
64
]
.
ɟɫɬɨɩɨɥɨɠɟɧɢɟ ɢ ɭɫɥɨɜɢɹ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ ɚɲɚɝɚɧ
: Месторождение Кашаган являе
тся одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 30 лет.
В административном отношении месторождение Кашаган, занимающее территорию 820
км
2
в северо
-
восточной части Казахстанского сектора Каспийского моря, расположено в Атырауской обла
сти Республики Казахстан. Административным центром области является г. Атырау, находящийся в 75 км
.,
к северу от месторождения Кашаган. Ближайшим населенным пунктом является поселок Ескене, расположенный у разъезда в 35 км
.,
от г.Атырау
[
64
]
.
В 90 км
.,
к ю
го
-
востоку от восточной границы Кашагана на суше расположено гигантское месторождение Тенгиз (рис.
3
).
Прибрежные территории северной, северо
-
восточной и восточной частей Каспийского моря, где расположена большая часть нефтяных месторождений (Тенгиз, Короле
вское, Каражанбас, Сев.Бузачи и др.), характеризуются широко развитой инфраструктурой. Ближайший нефтепровод, принадлежащий КТК, находится в 80 км
.,
от восточного контура месторождения
[31]
.
Климат района резкоконтинентальный: с холодной зимой (до минус 30
°С) и жарким летом (до плюс 45
°С). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глу
бина промерзания почвы ±
до 1,5
м. Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко
превышает 250
мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного и 35
северо
-
восточного направления, летом ±
западного и северо
-
западного. Зимой нередки снежные бураны, летом суховеи и песчаные бури.
Климатические и биологические особе
нности территории деятельности оказывают существенное влияние на производство
[31]
.
Основными особенностями района Северного Каспия являются:
мелководье (0
-
10
м
.
) на лицензионной территории и 3
-
4 м на большей части территории Кашагана;
труднообъяснимые дол
говременные изменения уровня моря;
кратковременные штормы, вызывающие сгонно
-
нагонные явления;
установление ледового покрова в зимний период, подвижки и торошение льда вокруг морских конструкций;
высокая межсезонная изменчивость температуры;
наличие зон вы
сокой биологической продуктивности, особенно в дельтах Волги и Урала, в зарослях тростника у северного побережья и на обширных прибрежных мелководьях;
важные участки нереста, нагула и миграции различных видов рыб, включая ценные виды осетровых;
большое кол
ичество водоплавающих птиц, использующих прилегающие участки побережья в период гнездования в весенне
-
летний период, или мигрирующих через данный район весной и осенью;
большая часть популяции каспийских тюленей, обитающих на данной территории с осени до н
ачала весны и размножающихся на льду зимой.
В районе работ существует два четко выраженных времени года. Летний период (май
-
октябрь) характеризуется высокими температурами, зимний (ноябрь
-
апрель) ±
низкими температурами и наличием льда. Сплошной ледяной по
кров вблизи побережья периодически сменяется с периодом прерывистости льда на Восточном Кашагане, а также с периодом чистой воды и движущихся льдов. Амплитуда средних дневных температур на объектах составляет от плюс 30 до минус 30
ºС, экстремальный непос
тоянный диапазон температур составляет от плюс 40 до минус 40 ºС. Весной наблюдаются минимальные значения температуры моря, равные, в среднем, 0.8 °C
.,
в марте. Максимальные значения, в среднем, 24.7
°C
.
, наблюдаются в сентябре. Охлаждение поверхности моря
начинается в конце августа ±
начале сентября. Зимний ледовый покров сохраняется обычно с ноября по март
[31]
.
Среднегодовая скорость ветра составляет 5
-
6 м/с. Самая большая скорость ветра отмечается с января по апрель. По историческим данным в году в сред
нем существует 30
-
40 дней, когда скорость ветра превышает 15 м/с. Согласно литературным данным, при самых сильных штормах скорость северного ветра достигает 40 м/с.
36
Облачный покров на северо
-
востоке Каспия также имеет четко выраженную сезонную изменчивость
:
зимой высота облачности над открытым морем, в среднем, выше, чем над побережьем;
весной средний балл облачности над морем выше, чем над побережьем;
летом средний балл облачности над морем ниже, чем над побережьем;
осенью облачный покров однороден как на
д морем, так и над сушей.
Восточное побережье Северного Каспия суше, чем другие районы Каспийского моря, в силу слабого проникновения влажных воздушных масс с Атлантического океана, которые обеспечивают выпадение большинства осадков в регионе. За последние
50 лет средняя ежегодная норма выпадения осадков составила 210
мм. Продолжительность осадков выше в зимние месяцы, когда общее количество осадков минимально, а выпадение сухих осадков (например, во время буранов) достигает максимума. Летом дожди кратковре
менные, но сильные. В северо
-
восточной части моря туманы случаются наиболее часто в марте
-
апреле, вследствие притока теплого воздуха с континента на более прохладную поверхность воды. Средняя длительность туманов составляет 7
-
8 часов.
Морское дно на террит
ории деятельности плоское и состоит из плавных склонов. Глубина моря в районе работ мелкая и непостоянная, более 80% дна всего северо
-
восточног
о Каспия не достигает глубины 5
м. На участке Восточный Кашаган имеются отметки глубиной 3.6
-
4.8 м
.
, на
участке З
ападный Кашаган ±
7
-
8
м. Отмечаются значительные долговременные колебания среднего уровня моря. Уровень Каспийского моря упал почти на три метра с 1875 по 1977гг, но вырос на 2.4 м
., в период с 1977
г
г по 1994
г
г. Среднегодовой уровень сокращался почти на 0.
2
м
.,
в год в 1995
-
1996гг
.
, но оставался практически постоянным в 1997
-
1999гг. Средний сезонный уровень воды также изменяется. Так, летом уровень воды в среднем на 0.2 м
.,
выше среднего уровня поверхности моря, зимой ±
на 0.1 м
.,
ниже и вода покрыта ледяны
м покровом. Астрономических приливов практически не существует. Имеют место колебания уровня воды, происходящие обычно в течение от 0.5 суток до нескольких суток, что объясняется влиянием ветра. Внезапные падения или подъемы (подъемы при юго
-
западном ветре
, падения при северо
-
восточном ветре) на Восточном Кашагане в пределах 0.3
-
0.4 м
.,
происходят несколько раз в году. Высота волн находится в прямой зависимости от поля ветра, глубины воды, угла подхода и рельефа морского дна. На Восточном Кашагане максимал
ьная высота волны оценивается от 1 до 2 м
.
, а на Западном Кашагане, из
-
за увеличения глубины воды, максимальная высота волны составляет от 2 до 3 м
[31]
.
В течение зимнего периода, с декабря по март, северная часть Каспийского моря покрывается льдом. Толщи
на движущихся льдин определяет максимальную нагрузку, которую они на своем пути могут 37
произвести на препятствия. Толщина льда может составлять до 0.5 м (обычные зимы) и слои льда могут образовывать льдины большей толщины, из
-
за движения, вызванного ветром.
Установление ледяного покрова предотвращает волнообразование. Однако, во время теплых зим возможны ледяные штормы, в которых частицы битого прибрежного льда несет по направлению к берегу. Такие штормы могут произвести разрушительный эффект на морфологию б
ереговой линии.
Северный Каспий содержит важные биоресурсы, включая популяции промысловых рыб, стаи водоплавающих птиц, обитающих в прибрежной зоне, и большую часть популяции каспийских тюленей в зимние периоды.
В 1974г
., Совет Министров Казахской ССР свои
м постановлением объявил северные районы Каспийского моря природоохранной зоной. Впоследствии это положение было изменено указом Президента РК от 1991г
.
, позволяющим Недропользователю вести поисково
-
разведочные работы в указанных выше районах.
Разработка м
есторождения будет осуществляться в сложных геологических условиях с аномально высоким пластовым давлением и высоким содержанием сероводорода в составе пластовых флюидов. Для повышения нефтеотдачи и сокращения добычи серы, Консорциум планирует закачивать д
обываемый сырой газ обратно в продуктивный резервуар. При разработке месторождения предусматривается возведение искусственных островов и платформ, где будут располагаться устья добывающих и нагнетательных скважин с вертикальными и наклонно
-
направленными ст
волами. Все это предъявляет жесткие требования ко всем видам хозяйственной деятельности, осуществляемым как в пределах моря, так и в прибрежной его полосе.
Таким образом, нефтяные операции на данной территории следует проводить с большой осторожностью, с т
ем, чтобы нанести минимальное воздействие на хрупкую экологию и биоресурсы района работ, имеющих большое значение для здоровья населения и экономики Казахстана, и являющихся международным достоянием
[31]
.
1.2 ɧɚɥɢɡ ɩɪɨɜɟɞɟɧɧɵɯ ɪɚɧɟɟ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ ɩɨ ɢɡɭɱɟ
ɧɢɸ ɫɬɪɭɤɬɭɪ ɢ ɦɟɯɚɧɢɡɦɚ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɹ ɫɨɥɹɧɵɯ ɤɭɩɨɥɨɜ
Изучение процесса формирования соляных структур путем модели
-
рования проводилось рядом исследователей и выполнялось на физиче
ских моделях, созданных из эквивалентных материалов, или на мате
матических (теоретических) моделях. Выявление закономерностей фор
мирования соляных поднятий является частью вопроса, рассматриваю
щего характер развития неустойчивости при инверсии плотности гор
ных пород, приводящей к образованию структур нагнетания.
Развитие грави
тационной неустойчивости сначала изучалось на жидкостях. X. Г. Бенард [
4
]
исследовал развитие неустой
чивости па примере стационарной конвекции в одной жидкости. Он экспериментально установил, что в подогреваемом снизу слое жидкости в связи с понижением ее
плотности развивается движение, которое раз
бивается на ячеи (ячеи Бенарда). Математический анализ развития не
устойчивости на границе 38
раздела двух жидкостей различной плотности был дан Рэлеем [
5,6
]
и позже Г. Тэйлором
[
7
]
, после чего конвективная неустой
чивость в обычных жидкостях получила название неустойчивость Рэлся ²
Тейлора. Теория неустой
чивости Рэля ²
Тейлора применима и при изучении закономерностей формирования соляных структур.
С. Аррениус [
8
]
впервые пытался теоретически объ
яснить образование соляных структур силами гравитации. Л. Л. Неттле
тон [
9
]
исследовал механизм этого процесса на моделях из вязких жидкостей различного цвета и плотности (битум и сахар
ный сироп). Опыты Л. Л. Неттлетопа позволили судить о качественной стороне процесса. С это
го времени гравитационная теория образования соляных структур стала общепризнанной. В дальнейшем М. К. Хабберт [
10
]
, исходя из предположений Л. Л. Неттлетона, предло
жил использовать общую теорию физического подобия для оценки ре
зультатов моделирования с количественной стороны.
Моделирование процесса формирования соляных куполов продол
жили за рубежом М. Б. Добрин [
11]
, Л. Л. Неттлетон [
12
]
, Л. Л. Неттлетон и Т. А. Элкинс [
13
]
, Т. Д. Паркер и А. И. Мак
-
Доуэлл (1955) и др., а в Советском Союзе оно впервые б
ыло проведено в лаборатории тектонофизики МГУ II. Б. Лебедевой (1956). В опытах этих исследователей для имитации соли использовались вязкие жидкости (асфальт), а для надсолевых отложений как жидкость (патока), так и сыпучие материалы (мягкий ил).
Асфальт и
мягкий ил, использованные в опытах Т. Д. Паркера и А. Н. Мак
-
Доуэлла, имеют ряд преимуществ, так как позволяют ис
кусственно регулировать процесс роста куполов и даже останавли
вать этот рост на любой стадии. При этом можно наблюдать также пластические и разрывные нарушения в покрывающих породах. Недо
статком названных материалов является их непрозрачность, что ме
шает следить за процессом роста куполов. Возникновение отдельных куполов в опытах этих исследователей вызывалось рядом факторов: неровностями пе
рвичной поверхности асфальта, изменениями толщины или плотности слоя нагрузки, деформациями слоя нагрузки. В этих опытах течение материала в сторону купола вызывало образование во
круг него на поверхности асфальта краевой впадины. После этого у внешнего кр
ая впадины появлялись вторичные купола.
Т. Д. Паркер и А. Н. Мак
-
Доуэлл сделали вывод, что, по
-
види
мому, нет необходимости искать особую причину для объяснения воз
никновения каждого купола,
и не следует ожидать линейного располо
жения соляных куполов, ес
ли многие из них имеют вторичное проис
хождение. В опытах этих исследователей диаметр куполов в моделях оказался примерно
равным мощности исходного слоя
, из которого они образовались. Они указывают, что если в природе существуют анало
гичные соотношения ме
жду диаметром куполов и мощностью исходного слоя, то мощность слоя соли в соляпокуиольной провинции прибрежной равнины Мексиканского залива должна иметь несколько тысяч футов.
39
По данным П. Б. Лебедевой (1956), зарождение куполов наблю
далось и при отсутств
ии дифференцированной нагрузки на жидкость, имитировавшей соль, и связано, по
-
видимому, с состоянием неустойчи
вого равновесия всей системы. Достаточно было небольшого увеличения градиента давления для того, чтобы началось перетекание легкой жид
кости сниз
у вверх. В опытах Н. Б. Лебедевой воспроизводился рост одиночных и групповых соляных куполов,
и было выявлено значение мощности и вязкости соли и надсолевых толщ на скорость процесса.
В Советском Союзе с 50
-
х годов разрабатываются теоретические основы моде
лирования тектонических явлений. Условия подобия были выведены М. В. Гзовским (1960, 1963) новым
методом на основании реологических уравнений и разработанной в СССР общей теории подо
бия физических процессов [
1
4
]
. Работы М. В. Гзовского имеют значение и дл
я моделирования процесса гравитационного в
сплы
вания соляных куполов.
Американскими геофизиками проведен ряд теоретических работ по определению формы и степени деформации границы между солью и пе
-
рекрывающими се породами. Формулы, предложенные ими, относятс
я только к первоначальной фазе роста соляных структур.
В работе Ц. Дэйниса [
1
5
]
дается математическая форму
лировка динамики роста соляных куполов, развитие которых он рас
сматривает как частный случай неустойчивости Тейлора. Он предпола
гает, что соль и о
садок ведут себя как вязкие среды. Из всего спектра бесконечно малых возмущений, возникающих на границе неустойчи
вости, Ц. Дэйнис выделяет нарушение устойчивого роста (доминант
ное нарушение). По мерс роста деформации оно выступает более четко и определяе
т форму купола. Доминантное нарушение определяет также расстояние между куполами, которые возникают в результате перво
начальной деформации.
М. А. Байот и Г. Оид [
1
6
]
дали математический анализ гравитационной неустойчивости в плоскостном измерении для прос
той двухслойной модели при жестком горизонтальном основании. Физически важными параме
трами развития неустойчивости, п
о данным этих исследователей, являются величины вязкости и мощности надсоле
вых пород и соли и
,
относительный прирост их плотности. Эти пар
а
метры определяют степень кривизны извилистой, имеющей синусои
дальную форму, границы между солью и перекрывающими породами, длину доминантного нарушения, и время, в течение которого происходит образование синусоидального искривления.
Ф. Селииг [
1
7
]
рассм
атривает теоретические предпосыл
ки образования соляного купола. Для двухмерной и трехмерной модели он получил формулы, определяющие скорость роста и
число волн с физическими и геометрическими их параметрами. Показано, что суще
ствует определенная длина во
лны, для которой скорость роста дости
гает наибольшей величины. В ходе процесса эта компонента домини
рует и контролирует конечную форму модели.
Ф. Селинг и Е. Вермунд [
1
8
]
приводят уравнения зависимости расстояния между куполами от первичной мощ
ности сол
и и коэффициента ее 40
вязкости. Применительно к соляным ку
полам прибрежной части Мексиканского залива они дают цифровые решения для указанных зависимостей и отмечают, что купола не только сами растут вверх от первоначального нарушения, но и
приводят в движ
е
ние соседние участки, образуя н
а краю прогиба, окружающего центральный купол, периферические купола. Эти последние располага
ются вокруг первичного купола по окружности.
Некоторые проявления конвективной неустойчивости в грунтах с физической точки зрения р
ассмотрены Е
. В. Артюшковым [
88
]
. Им определены основные условия и общие
закономерно
сти развития конвективной неустойчивости в грунтах, а также зави
симость морфологии конвективных структур от свойств пород.
Интересные экспериментальные исследования с при
менением цент
-
рифуги провел X. Рамберг. В одной работе [
1
9
]
он рассмат
ривает некоторые вопросы те
ории моделирования и указывает н
а боль
шое значение эффекта гравитационного конвективного течения в слоях земной коры. Он считает, что при образовании диапиро
вых куполов, интрузий и структур, подобных по
дводным хребтам, системам рифто
вых долин и складчатости в геосинклин
алях, фактор гравитационного всп
лывания материала в условиях инверсии плотности пород имеет большое значение. Эти структурные формы были воспро
изведены им на моделях из воска, прыгающей замазки и модельной глины.
В других работах X. Рамберг
[
20
,
21
]
описывает изученные им каледониды Скандинавии, которые были смоделированы им на центриф
уге. Путем воздействия на вязко
пластичные материалы центробежно
й силы он воспроизвел структуры складчатых зон ²
кале
-
допид Скандинавии, Аппалачей, Анд и Альп и пришел к выводу, что складчатые зоны развиваются вследствие гравитационной неустойчи
вости. Еще одна работа X. Рамберга [
20
]
является теоре
тическим разбором х
арактера развития неустойчивости в первоначаль
ной се фазе. Он приводит уравнения, в которых указаны факторы, влия
ющие на возможную доминирующую длину волны и скорость ее разви
тия. По существу последнее исследование дает мало нового по срав
нению с рассм
отренными выше работами М. А. Байота, Ц. Дэйниса, Г. Оидс и Ф. Селинга.
Г. Вундерлих [
22
]
рассматривает причины неустой
чивого (инверсионного) распределения плотностей пород в земной коре и тектонические проявления этой неустойчивости. Первичной причиной и
нверсии плотностей пород, по Г. Вундерлиху, может быть осадкона
-
копленис, когда породы меньшей плотности перекрываются породами большей плотности; вторичной ²
тектонические деформации. Тектони
-
ческая инверсия плотностей, по его представлениям, может создав
аться при тектонических деформациях вследствие вторичного перекрывания легких пластичных пород более тяжелыми. Инверсия плотности может возникать также при метаморфических и магматических процессах.
41
Тектонические проявления неустойчивости (соляные купола и
дру
гие складки нагнетания, интрузии и
т. п.), несмотря на различные причины их образования, имеют близкие, в некоторой степени,
совпа
дающие между собой формы. Соляные поднятия, изученные относи
тельно лучше, рассматриваются Г. Вундерлихом как природная модель крупного масштаба, отражающая тектонические процессы в более глу
боких зонах.
Рассмотрение исследования по моделированию формирования соля
ных диапиров и теоретическое (математическое) изуч
ение развития не
-
устойчивости в
первой се стадии касаются отд
ельных сторон этого про
цесса. Для дальнейшего исследования формирования соляных структур Прикаспийской впадины было проведено моделирование [2
3
,2
4
,2
5
,2
6
,61
]
.
ɡɭɱɟɧɢɟ ɩɪɨɰɟɫɫɚ ɩɟɪɟɦɟɳɟɧɢɹ ɦɚɬɟɪɢɚɥɚ ɜ ɨɛɫɬɚɧɨɜɤɟ ɢɧɜɟɪɫɢɢ ɩɥɨɬɧɨɫɬɢ ɜ ɦɨɞɟɥɹɯ
: Процесс пер
емещения горных пород в обстановке инверсии плотно
сти, происходящий в земной коре и верхней мантии, является сложным. Он определяется целым рядом взаимно связанных между собой явлений, роль каждого из которых изучена в настоящее время недостаточно
[
6
1
]
. В
связи с этим полное теоретическое обоснование этого процесса и рас
четы, касающиеся деталей его развития, пока еще невозможны. Моде
лирование проводилось с целью частично восполнить этот пробел, т. е. по возможности составить представление о механизме тек
тонических процессов, обусловленных инверсией плотности. Из тектонических струк
тур, образующихся в условиях гравитационной неустойчивости, геологи
чески наиболее изучены соляные структуры, применительно к развитию,
которых и проводилось моделирование
. В п
риродных условиях на процесс перемещения в условиях инвер
сии плотности одновременно действует ряд факторов, выделить влия
ние каждого из которых не всегда возможно. Моделирование имеет в этом отношении те преимущества, что позволяет исследовать процесс по
сериям, в каждой из которых изменяется только один фактор при сохранении остальных неизменными. В природных условиях развитие процесса перемещения из
-
за большей его длительности недоступно не
посредственному наблюдению. На моделях его можно наблюдать в те
чение короткого времени.
ɚɞɚɱɢ ɦɨɞɟɥɢɪɨɜɚɧɢɹ
: Задачи моделирования состояли в изучении: 1) общей картины пе
ремещения в условиях неустойчивого расположения легкой соли под более тяжелыми надсолсвыми породами, 2) стадий развития этого про
цесса, 3) фа
кторов, которые определяют форму, размеры и распреде
ление соляных поднятий и прогибов, 4) закономерностей скорости про
цесса перемещения. На твердых пластичных материалах дополнитель
но изучалось влияние на рост соляных куполов: а) перерывов в про
цессе их роста и последующего увеличения мощности тяжелого ма
териала; б) разной прочности слоев тяжелого материала; в) двух го
ризонтов соли, разделенных межсолевыми породами.
42
Было проведено 308 опытов, из них 175 на вязких жидкостях и 133 на твердых пластичных
материалах. Опыты проводились по сериям, в каждой из которых выявлялось влияние на процесс деформации од
ного определенного фактора (мощности, вязкости, разности плотности легкого и тяжелого слоя и др.) при неизменности других. Некоторые опыты одновременн
о относились к разным сериям. Влияние мощности наблюдали в 260 опытах, вязкости ²
в 156 я разности плотности слоев ²
в II опытах. Роль двух последних факторов изучали только па вязких жидкостях. В моделях из пластичных материалов определяли влияние на форм
у и распределение куполов последовательного увеличения мощ
ности тяжелого слоя, сопровождавшегося возобновлением перемещения (14 опытов), и разной прочности слоев тяжелого материала (15 опы
тов). В двух опытах характер перемещения изучался при наличии в ра
зрезе двух горизонтов легкого материала.
В основной части опытов на двух вязких жидкостях перемещение происходило при неустойчивом равновесии системы самопроизвольно под действием силы тяжести и только на битуме и смеси канифоли с машинным маслом (в 11 опы
тах) вследствие большей вязкости этой смеси передвижение ускоряли подогревом модели снизу. В смеси, со
держащей 70% канифоли, путем последовательного замораживания ее слоев и промазывания их жидкой каолиновой глиной создавалась тонкая слоистость, позволивш
ая зафиксировать в тяжелой жидкости детали нарушений, образовавшиеся при перемещении вверх легкого битума
. Возможное влияние тектонических движений подсолевого ложа на процесс перемещения не рассматривалось. В трех
-
четырех опытах пере
мещение вязких жидкос
тей происходило на основе предварительно за
данных в кровле легкого слоя неровностей
[61
, 80
]
.
ɫɥɨɜɢɹ ɩɨɞɨɛɢɹ
: Основные качественные и количественные стороны процесса, на
блюдаемые в опыте, можно распространять на природные явления лишь в том случае, ес
ли процесс в модели физически подобен природ
ному. Для этого, как указывают В. В. Белоусов и М. В. Гзовский (1964), должны быть соблюдены следующие условия: 1) геометриче
ское подобие, 2) подобие сил и 3) подобие свойств материалов.
В модели и в природе ра
ссматриваются деформации, возникающие вследствие действия силы тяжести в условиях расположения тяжелого матсв
-
иала над легким. Такое расположение является неустойчивым и поиводит к перемещению тяжелого материала вниз, а легкого вверх. Ппи этом перемещении в опытах возникают деформации определен
ной формы, аналогичные природным.
При подборе для опытов эквивал
ентных материалов был выполнен р
асчет их вязкости по формуле общего условия подобия . Эта формула, по М. В. Гзовскому (1963), при
годна для ис
пользования при моделировании процесса гравитационного всплывания соляных куполов в условиях отсутствия разрывов. В ней ²
отно
шение вязкости веществ в модели и в природе, ²
отношение разно
-
43
сти их п
лотности, ²
отношение размеров (высот) куполов, ²
от
-
ношение времени их образования в модели и в природе и ²
отно
шение величины центробежной силы в модели с использованием цент
рифуги и нормальной силы тяжести в природных условиях. Если моде
лирование проводится не на центрифуге, то =1
и из уравнения вы
падает
[61]
.
В опытах без центрифуги при расчетах в соответствии с существую
-
щими данными о развитии соляных купо
лов и лабораторными возмож
-
ностями приняты следующие величины. Природные условия: пример
ное время роста соляных куполов в Прикаспийской впадине на первом этапе (поздняя пермь ²
ранний триас) 25 млн. лет; высота куполов 4 км
.,
разность плотности надсолевых
толщ и соли 0,15 г/см
3
; вязкость соли и осадочных пород принята равной в среднем 1018
²
1020 пуаз. Ус
ловия эксперимента: продолжительность эксперимента 20 мин; высота куполов 10
²
20 см; разность плотности надсолевых пород и соли 0,4 г/см
3
[
80
]
.
В результат
е решения приведенного выше уравнения вязкость ма
-
териалов, подобранных для опытов без центрифуги, была установлена примерно в 103 пуаз. Решение уравнения:
;
Близкой вязкостью (
) к расс
читанной цифре обладают вязкие жидкости: смесь битума с нигролом (от 103 до 105
²
106 пуаз), патока (102
²
103 пуаз), химически чистое жидкое стекло (102 пуаз) и смесь ка
нифоли с машинным маслом (104
²
105 пуаз), которые и были использо
ваны в опытах как эквив
алентные материалы. Вязкость их от получен
ной при расчете цифры несколько отклоняется в сторону уменьшения или увеличения. Это связано с отклонением значений входящих в урав
нение величии от средних значений, принятых при расчете.
При расчете вязкости экв
ивалентных материалов в опытах с цент
рифугой для природных условий учитывались те же данные, что и в опытах без центрифуги. Для экспериментов были приняты следующие средние величины: продолжительность эксперимента 5 мин; высота ку
пола 3 см
.,
разность пло
тности иадсолевых толщ и соли 1 г/см
3
и ве
личина центробежной силы центрифуги 1000
g
[
80
]
.
В результате решения приведенного уравнения вязкость материа
лов, подбираемых для моделирования процесса формирования соляных куполов в центрифуге, была определена больше 105 пуаз. Решение урав
нения:
;
44
После ряда попыток для опытов с центрифугой были отобраны: каучук СКТВ
-
1 (вязкость 105
²
106 пуаз) и замазка (вязкость 107
²
109 пуаз).
Таким образом, при моделировании с
оляных структур в нормаль
ном поле силы тяжести Земли, в соответствии с теорией подобия, при
ходится употреблять вязкие жидкости. Это обстоятельство затрудняет изготовление и изучение моделей. Модель из вязких жидкостей при
ходится создавать в сосуде, поск
ольку под собственным весом они быстро растекаются. Невозможно и остановить эксперимент на какой
-
либо стадии, так как после его начала перемещение происходит до тех пор, пока весь легкий материал не окажется наверху, а тяжелый внизу. Преимущество использов
ания вязких жидкостей состоит в том, что они могут быть прозрачными. Это дает возможность последовательно наблюдать весь ход процесса.
В экспериментах с использованием центрифуги сила тяжести за
меняется центробежной силой, величина которой может в сотни и
ты
сячи раз превышать нормальную силу тяжести Земли. Это позволяет без нарушений условий подобия применять более вязкие материалы, имеющие предел пластичности, т. е. являющиеся твердыми. Примене
ние в опытах твердых пластичных материалов дает большие преи
му
щества. Они позволяют изготовлять значительно более сложные ²
слоистые модели, останавливать эксперимент на любой стадии процес
са и после эксперимента резать модель и сохранять ее в течение про
должительного времени
[61
, 80
]
.
ɚɤɨɧɨɦɟɪɧɨɫɬɢ ɩɪɨɰɟɫɫɚ ɩɟɪɟɦɟɳɟɧɢɹ ɜ ɨɛɫɬɚɧɨɜɤɟ ɢɧɜɟɪɫɢɢ ɩɥɨɬɧɨɫɬɢ ɧɚ ɦɨɞɟɥɹɯ ɢɡ ɞɜɭɯ ɜɹɡɤɢɯ ɠɢɞɤɨɫɬɟɣ ɢ ɢɡ ɬɜɟɪɞɵɯ ɩɥɚɫɬɢɱɧɵɯ ɫɥɨɢɫɬɵɯ ɦɚɬɟɪɢɚɥɨɜ
: Основные закономерности процесса перемещения в обстановке ин
версии плотности, выявленные в опытах на двух вязких жидкостях и на тв
ердых пластичных слоистых материалах, проявляются в общих чертах одинаково. Различие заключается в возможностях наблюдения над ходом процесса и в детальности его изучения. На вязких жидкостях перемещение их в нормальном поле силы тяжести от начала до конца
(до полной перемены жидкостей местами) наблюдается в одной модели и непосредственно по всему ее объему. На твердых материалах в каж
дой модели фиксируется только определенный момент перемещения, обусловленный длительностью приложения центробежной силы. Пр
ед
-
ставить весь ход процесса можно лишь при изучении срезов ряда однотипных моделей, наблюдаемое в них увеличивающееся переме
щение есть результат более продолжительного вращения модели в цент
рифуге. Наличие слоистости в моделях из твердых материалов позв
оляет отмечать в их срезах детали процесса перемещения.
Выявленные закономерности касаются: 1) общего характера пере
мещения материала, 2) стадий развития процесса, 3) основных типов структур, образующихся в этих условиях, 4) некоторых количествен
ных изме
нений размеров ячеек, куполов и расстояний между ними, 5) скорости роста куполов и изменения их формы в процессе роста и др.
[61
,
82
]
.
45
ɛɳɢɣ ɯɚɪɚɤɬɟɪ ɩɟɪɟɦɟɳɟɧɢɹ
: Во всех сериях опытов на вязких жидкостях (битуме и патоке, патоке и жидком стекле, битуме и смеси канифоли с машинным маслом) и на твердых пластичных материалах (каучуке и замазке) общим в перемещении было то, что движение лег
кого и тяжелого материала происходило отдельными ячейками, более наглядно эти ячейки выражены в пластичных материалах. Так, Так, в модели 88, после вращения ее в центрифуге в течение 2 мин при 300
g
, в рельефе каучука (при снятии замазки) наблюдался ряд ванно
-
образных вдавленностей, которые образовывались вследствие опускания замазки внутри ячеек движения (рис. 4
)
[61]
.
Зам
азка, опускаясь, выдавливает каучук к периферии ячеек, где он, поднимаясь, создает кольцевые массивы, состоящие из куполов разной высоты, соединенных перемычками. Одни купола этих масси
вов прорывают замазку и, растекаясь по ее поверхности, образуют ку
пол
а грибообразного вида, напоминающие соляные купола прорванного типа, другие останавливаются на некотором расстоянии от поверхности замазки и соответствуют соляным куполам скрытопрорванного типа. Прорванный купол, расположенный в середине модели 88 па перес
ече
нии кольцевых массивов, более крупный, основание его имеет звездча
тую форму. Легкий каучук, поднимающийся на периферии ячеек в виде кольцевых массивов, в горизонтальном срезе моделей образует кольца, а в вертикальном ²
призматические ячейки.
В модели 106 после вращения ее в центрифуге при 300g в течение 13 мин в вертикальном разрезе обособились две ячейки (рис. 5
). Рас
смотрим характер перемещения замазки и каучука в пределах одной из них. Слева между двумя куполами видно опускание замазки с образовани
см на ее поверхности впадины. При опускании замазка в нижней части отжимается в стороны, что приводит к увеличению мощности ее слоев в сторону оснований куполов. Это способствует выжиманию кау
чука наверх и постепенно приводит к уменьшению поперечных разме
ров
[61
, 81
]
.
Рисунок
4
. Кольцевое расположение ку
полов вокруг ваино
-
образных вдав
ленностей в рельефе поверхности каучука.
(Модель 88 со снятой замазкой)
46
1 ²
крупный прорванный купол звездчатой формы (купол
-
гигант) главный 2
²
ку
пол прорванного типа, соп
утствующий; 3
²
купола скрыто
-
прорванного тип
а, со
путствующие; 4 ²
перемычки, соединяющие купола прорванного и скрыто
-
прорпан
-
ного типа в кольцевые массивы; 5 ²
мульды оседания в сводовой части прорван
ных куполов Исходные данные: внизу ²
легкий каучук 8 м
м
.
, вверху ²
замазка 16 мм
.
, время вращения мо
дели в центрифуге 2 мин при 300
g
[61]
.
Рисунок
5
. Две самостоятельные ячейки адвективного перемещения легкого каучука наверх, а тяжелой двухслойной замазки вниз. (Вертикальный разрез модели 106)
1
²
каучук; 2 ²
светлая замазка; 3 ²
окрашенная замазка. Исходные данные: внизу ²
каучук 6
²
7 мм.
,
вверхудвухслойная замазка 16 мм
.
, время вращения модели 13 мни при 300
g
[61]
.
Поднявшийся каучук образует на поверхности модели поднятие, которое, растекаясь па по
верхности замазки, отжимает вниз новые ее порции. При этом головная часть поднятия из каучука при
нимает грибообразную форму.
Таким образом, движение замазки в пределах ячейки вниз вызы
вает поднятие каучука, который, поднимаясь, замыкает ячейку и спо
собс
твует перемещению новых порций замазки вниз и т. д. В каждой из
ячеек движение происходит самостоятельно, независимо от движения в соседних ячейках. Скорости перемещения в центре ячейки и по ее краям максимальны, а в промежутках между этими встречным
и
пото
ками они падают до минимума
[61]
.
47
Рисунок
6
. Ячейки адвективного движения. (Вертикальный разрез модели 52) Чаучук ²
черный тон; трехслойная замазка: 1
²
нижний слой, белый тон. 2 ²
средний слой, се
рый тон. 3 ²
верхний слой, белый тон Исходные данные: вн
изу ²
каучук
.
4
мм.
,
вверху ²
трехслойная замазка 16 мм
.
, время вращения модели 8 мин при 300
g
[61]
.
В вертикальном разрезе модели 52 можно видеть более значитель
ное перемещение материала в пределах трех неполных ячеек (рис. 6
). Слои замазки (три слоя) разорваны поднимающимся каучуком на от
дельные изолированные участки, имеющие вид крупных капель. Замаз
ка слагает центральную часть ячейки, а каучук располагается на ее
[61
, 82
]
.
Рисунок
7
. Ячейка адвективного движения. (Верти
кальный разрез модел
и 4 в двух сечениях)
Исходные данные: внизу
²
каучук 4
мм.
,
вверху
²
3
-
х слойная зама
-
ка 15 мм
.
, время вращения модели 1 мин при 1000
g
[61]
.
периферии
,
имеет
вид поднятий, которые у основания пережаты, а в головной части расширены в виде шляпки гриба. Каждый
такой купол является общим для двух соседних ячеек. В модели 4 (рис. 7
) харак
тер перемещения каучука и замазки наблюдается в двух вертикальных сечениях 48
и аналогичен рассмотренному выше.
Поднимающийся на периферии ячеек каучук в горизонтальном сре
зе обра
зует кольца или дуги. На поверхности модели 61, после вра
щения се в центр
ифуге в течение 50 сек при 1000
g
.
, образовалось шесть куполов грибообразной формы (рис. 8
). Примерно на половине высо
ты модели был сделан горизонтальный срез, на котором наблюдаетс
я кольцевое расположение указанных куполов (рис. 9
и 10
). Основания трех из них соединены перемычками и образуют валообразиое подня
тие, имеющее в плане дугообразную форму
[61]
.
Рисунок
8
. Ш
есть куполов из каучука грибовидной формы, про
-
рвавшие поверхнос
ть замазки. Пунктиром показано положение горизонтального среза модели, изображенного на рис. 9
и 10
. Исходные данные: внизу
²
каучук 4
мм.
,
вверху
²
замазка 16 мм
.
, время вра
щения модели 50 сек при 1000
g
[61]
.
Рисунок
9
. Расположение куполов (темный тон) в гори
зонтальном срезе модели 61
[61]
.
Три других купола с боковыми выступами имеют вид трехконечных звездочек и расположены на пересечении смежных кольцевых массивов. Продолжением этих куполов являются погруженные перемычки, высота поднятия которых не до
хо
дит до поверхности среза (см. рис. 10
). Кольцевое расположение под
нимающегося каучука на периферии вдавленностей более 49
отчетливо наблюдается в моделях со снятой замазкой (рис. 11
и 12
).
В опытах на вязких жидкостях наблюдается аналогичный харак
тер пер
емещения
[61]
. Рисунок
10
. Кольцевое расположение куполов вокруг паннообразных вдавленностей на
нижней половине модели 61 после снятия замазки
[61]
.
Рисунок
11
. Сплошной кольцевой массив. (Модель 114 со сня
той замазкой; I
²
I
²
линия разреза)
Исходные д
анные: внизу
²
каучук 8
мм.
,
вверху
²
замазка 12 мм
.
, время вращения модели 2 мни при 300
g
[61]
.
Так, в опытах па битуме и патоке (рис.
13
) вид
но, что поднимающийся легкий битум разрывает слой патоки на изо
лированные участки, имеющие но форме вид крупных ка
пель. Эти ра
зорванные части слоя патоки со всех сторон окружены битумом: вни
зу ²
остатки слоя битума, по бокам ²
колонны поднявшегося битума, вверху ²
битум, растекшийся по поверхности патоки. Таким образом, перемещение битума и патоки также происходит в
пределах изолиро
ванных ячеек.
Рассмотренные ячейки движения в опытах аналогичны по форме конвективным ячейкам Бснарда, возникающим при тепловой стационар
ной конвекции (или при неустойчивости Рэлея ²
Тейлора). Переме
щение одной 50
жидкости при подогреве сн
изу происходит непрерывно, при этом каждая ее частица движется по круговой траектории
[61
, 8
1
]
.
Рисунок
12
. Два кольцевых массива (слева почти спошиой, справа дуго
образный), внутри них ²
впадины. (Модель 116 со снятой замазкой, I
²
I
²
линия разреза)
1
²
прорванные грибообразные купола. 2 ²
валообразные поднятия. 3
²
перемычки
. Исходные данные
:
внизу
²
каучук 4 мм
.
,
вверху
²
замазка 16 мм
.
,
время врашення модели 2 мин при 300
g
[61]
.
Рисунок
13
. Много мелких ячеек адвективного движения в третьей стадии пе
ремещения. На периферии ячеек расположены скрыто
прорванные и прорванные купола из битума; в центре их
-
впа
дины, выполненные патокой. (Опыт 36, кадр 22; вид со стороны
. В
и Г).
Исходные данные: внизу ²
55%
-
нып битум 1 см
.,
вверху
²
патока 12 см
.
,
[61]
.
В д
вух экви
валентных материалах с резкой границей раздела и разной плотностью движение не является круговым. Легкий материал (битум или каучук) поднимается вверх и там остается, а тяжелый (патока или замазка), опускаясь, замыкает ячейку внизу. 51
Рисунок
14
.
Много мелких ячеек адвективного движения в третьей стадии перемещения. (Опыт 36, кадр 34, вид, со стороны
В
и
Б
)
Исходные данные см. рис. 13
[61]
.
Рисунок
15
. Прорванные и скрытопрорвапные. купола из битума, соединенные перемычками на периферии ячеек ад
вективного движения. (Опыт 36, кадр 10
, вид со стороны Г
)
Исходные данные см. рис. 13
[61]
.
Тип конвективного движения двух материалов разной плотности может быть охарактеризован как огра
ниченное конвективное движение, или адвекция. Дви
жение в данном сл
учае заканчивается, как только легкая жидкость под
нимется наверх,
и инверсия плотности исчезнет
[61
, 82
]
.
1.3 ɚɤɨɧɨɦɟɪɧɨɫɬɢ
ɦɟɯɚɧɢɡɦɚ ɮɨɪɦɢɪɨɜɚɧɢɹ ɫɨɥɹɧɵɯ ɫɬɪɭɤɬɭɪ
Соляные структуры по происхождению являются складками нагне
-
тания, обусловленными грави
тационной неустойчивостью. Эта неустой
-
чивость возникает в слоистой толще при наличии в ней высокопластич
ной соли, обладающей меньшей плотностью, чем перекрывающие ее 'по
роды. 52
Результатом такой неустойчивости является перемещение пла
стичной соли к повер
хности, а иадсолевых толщ вниз. По Ф. Трусхейму [
2
7
,2
8
]
, эти перемещения возможны при минимальной мощности иадсолевых пород в 1,5
²
2 км. В этих условиях при неравно
мерной нагрузке на соль и наличии разрывных нарушений в иадсолевых. и в подсолевых отложения
х соляные массы приобретают текучее со
стояние.
Геологические материалы по Прикаспийской впадине показывают,, что размещение и формы соляных структур во внутренней и бортовых ее частях различное. Это обусловлено в п
ервом случае всплыванием соли по законам
гравитации при инверсии плотности, а во втором ²
ли
нейным расположением разрывных нарушений, которые в иадсолевых отложениях служат путями веплывания соли
. В прибортовых зонах впадины, в южном окончании Предуральского краевого прогиба и в южном переклина
льном прогибе Уральской склад
чатой системы, разрывные и складчатые нарушения обусловили распо
ложение соляных куполов в виде линейно вытянутых гряд и валов. Во внутренних частях Прикаспийской впадины линейность в расположении соляных структур исчезает. Со
ляные купола образуют здесь кольцевые массивы вокруг межкупольных депрессий. На геологической карте пред
-
верхнеплиоценового среза они выражены кольцевыми полосами выходов более древних отложений, а на картах физических нолей имеют мозаич
ный рисунок
. По В.
Л. Соколову, Г. Н. Кричевскому (1966), ячеисто
-
сотовое рас
положение соляных структур во внутренней части впадины отчетливо отмечается на глубоких срезах (свыше 2000
²
2500 м)
[
74]
.
Размещение куполов в виде кольцевых массивов вокруг впадин на
-
глядно наблюд
алось в опытах на твердых пластичных материалах ²
легком каучуке и тяжелой замазке. В моделях (см. рис. 4
, 11
, 12
)
при снятии после деформации замазки в рельефе каучук
а видны ваннообразные вдавленности
²
в
п
адины, образованные при опускании тяжелой замазки
, и кольцеобразны
е поднятия на периферии вдавлен
ностей, возникшие при выжимании каучука из
-
под них. На рис. 9
виден горизонтальный срез, а на рис. 5
²
7
²
вертикальный срез через модели с кольцевой систе
мой расположения куполов, полученных после перемещения
каучука вверх, а замазки вниз. В горизонтальном срезе моделей каучук образует кольца, а в вертикальном ²
призматические ячейки. Последние видны также в опытах на вязких жидкостях: на легком битуме и тяжелой па
токе (см. рис. 14
) и на легком битуме и тяжел
ой слоистой кани
фоли.
На основании изучения моделей установлено, что при расположе
нии слоя легкого материала под слоем тяжелого перемещение легкого слоя вверх, а тяжелого вниз происходит в виде отдельных ячеек. Эти ячейки по форме напоминают ячейки конве
ктивного движения при теп
ловой стационарной конвекции в одной подогреваемой снизу жидкости (ячейки Бенарда). В опытах с резкой границей раздела двух материа
лов различной плотности перемещение не является непрерывным. Как только весь легкий материал подни
мется наверх, движение прекраща
ется. В связи с этим в опытах из двух материалов с 53
разной плотностью движение может быть охарактеризовано как ограниченное конвективное или адвективное
[
83
]
.
Аналогия в расположении и строении структурных форм, наблю
-
даемых в опытах и в природных условиях, дает основание предпола
гать, что кольцевое расположение соляных структур во внутренней ча
сти Прика
спийской впадины обусловлено всп
лыванием легкой соли в пределах отдельных ячеек. Таким образом, во внутренних зонах впа
дин
ы основной причиной образования соляных структур является ин
версия плотности горных пород и размещение их здесь обусловлено всплываиием соли в пределах адвективных ячеек. В бортовых зонах разрывы облегчают всплывание соли и нарушают ее перемещение по адве
ктивным ячейкам, что приводит здесь к линейному расположе
нию соляных структур.
В рассматриваемом процессе перемещения выделяются три стадии различной его зрелости, которые развиты в разных зонах Прикаспий
ской впадины и определяют в них типы соляных купол
ов, а во внут
ренних зонах тип кольцевых массивов
[
73]
.
Первым главным этапом формирования соляных структур являе
тся позднепермско
-
триасовый этап
. В это время в бортовых зонах впади
ны, в частности в Южно
-
Эмбенской (в краевой ее части), развиваются соляные
поднятия типа пологих соляных антиклиналей (©соляные по
душкиª, по Трусхейму), разделенные такими же пологими понижениями (первичными компенсационными мульдами). У этих соляных поднятий нет ядер. Они представляют собой линзовидиые тела, поскольку в раз
де
ляющих их впадинах при небольшой первичной мощности соли (око
ло 1 ²
1,5 км
.
) она была выжата (см. рис. 5). Такой характер соляных структур отвечает первой стадии перемещения в опытах. Прекращение 'процесса перемещения соли на первой стадии обусловлено здес
ь, по
-
видимому, ее небольшой первичной мощностью. Отсутствие соли в межкупольных впадинах после формирования лин
зовидиых тел (соляных подушек) обусловило прекращение роста соля
ных поднятий, поскольку подток соли для их дальнейшего роста осу
ществляться не
мог.
Во внутренней части Южно
-
Эмбенской зоны, в Приволжской и Узе
-
ни
-
Илекской бортовых зонах в связи с увеличением здесь мощности соли и надсолевых отложений и разности их плотностей наблюдается прорыв соляными массивами куполов верхнепермских пород. Рост
куполов здесь в конце перми закончился, о чем свидетельствует развитие над их сво
дами отложений нижнего триаса (см. рис. 4). В опытах это соответ
ствует втор
ой стадии перемещения
.
В Эмбенской и Хобдинской зонах в связи с дальнейшим регио
нальным увеличен
ием мощности соли и надсолевых пород значитель
ная часть куполов полностью прорывает породы верхнепермско
-
триа
сового этажа (см. рис. 11)
[
61
, 85
]
.
В Центральной зоне, характеризующейся максимальной мощностью соли (до 3
²
4 км) и надсолевых толщ (до 8
²
10 км)
и большей разно
стью их плотностей, почти все соляные массивы куполов прорывают от
ложения 54
первого этажа (см. рис. 6). Формирование соляных диапиров прорванного типа соответствуют третьей стадии перемещения в опытах (см. рис. 5
, 8
).
Во второй юрско
-
палеог
еновый и третий неоген
-
четвертичный этапы происходило только перераспределение соли в ранее сформировавших
ся (в позднепермско
-
три
асовом этапе) соляных куполах с образова
нием на их вершинах вторичных вздутий и соляных карнизов [
2
9
, 81
]
.
Для юрско
-
палеоген
ового этапа отмечаются следующие различия в проявлении стадий перемещения в разных зонах. В Южно
-
Эмбенской, Приволжской и Узени
-
Илекской зонах у большинства куполов отмеча
ется отсутствие роста соляных массивов. Прекращение роста куполов в этих зонах во вт
ором этапе, по Ю. С. Кононову (1961), было обуслов
лено меньшей плотностью пород юрско
-
палеогенового возраста. В Эм
бенской и Хобдипской зонах наблюдаются многочисленные купола, со
ляные массивы которых частично прорывают отложения этого этажа.
В Центральн
ой зоне большая часть соляных массивов куполов про
-
рывают юрско
-
палеогеповые отложения и выходят на доверхнеплиоце
новую поверхность. Таким образом, для Эмбенс
кой и Центральной зон можно отме
тить соответственно проявление второй и третьей стадий пе
ремещен
ия для второго этапа.
В Хобдинской зоне куполообразование на втором этапе проявилось
-
менее интенсивно. О. А. Шванк (1964) на основании данных сейсмораз
ведки пришел к выводу о существовании в пределах Хобдинского гра
витационного максимума региональной мул
ьды в поверхности соли. Б. А. Соловьев считает, что образование этой мульды нельзя объяснить первичным залеганием соли и, возможно, часть ее была отжата из Хобдинской зоны позднее. Оттоку соли, по его мнению, благоприятство
вало здесь повышение прочности и
адсолевых толщ
[
83, 84
]
.
По данным экспериментов, повышение прочности отдельных слоев тяжелого горизонта, а следовательно, и их вязкости, затрудняет всплы
вание легкого слоя и приводит к задержке его на уровне подошвы бо
лее прочного слоя и к перемещению со
ли в стороны ²
в горизонталь
ном направлении.
Ослабление соляной тектоники в Хобдинской зоне Б. А. Соловьев (1966) связывает с аномальной структурой фундамента. Участки плат
формы с аналогичным строением фундамента (сокращенным гранит
ным слоем), по его мн
ению, характеризуются относительно большей стабильностью. Возможно, именно этим и обусловлена меньшая текто
ническая активность соляных структур в Хобдинской зоне.
Третий ²
неоген
-
четвертичный этап проявился главным образом в Центральной зоне и привел к вы
ходу соляных массивов крупных ку
полов на современную поверхность. В связи с этаппостыо перемеще
ния у некоторых куполов Центральной зоны в верхнепермских отло
жениях и на предверхнеплиоцеиовой поверхности наблюдаются карни
зы, характеризующие два наиболее
крупных этапа роста куполов
[
81
]
.
В опытах у ядер прорванных куполов наблюдались односторонние
-
и двухсторонние карнизы, приводящие к образованию в первом случае
-
ядер козырьковой, а во втором ²
грибообразной фор
мы (см. рис. 7
). На 55
поверхности предверхнепл
иоценового среза в Хобдинской и Эмбенской зонах начало формирования ячеек адвективного движения к концу второго этапа выражено в образовании прерывистых кольце
вых массивов (см. рис. 9). Эти массивы состоят из скр
ы
топрорванных куполов, соединенных погружен
ными перемычками. На глубине им, видимо, соответствуют сплошные кольцевые массивы. Прерывистыс кольцевые массивы наблюдались и в опытах при небольшой мощности легкого каучука (соли).
В Центральной зоне, на предверхнеилиоценовом срезе отмечается более четко
е кольцевое расположение соляных структур, обусловленное окончательным оформлением ячеек адвективного движения.
В
Центральной зоне на предверхн
еплиоценовой поверхности среза выделяются следующие типы кольцевых массивов: 1) дугообразные, 2) почти сплошные и
3) ряд прерывистых с куполом
-
гигантом на их пересечении (см. рис. 7, 8). Соляные поднятия, соединяющиеся перемычками в кольцевые массивы, характеризуются здесь разной степенью прорыва (чаще прорванные, реже скрытопро
рванные и наибольшим разнообразием фор
м проявления и характера их сочетания. Основные формы локальных соляных поднятий в них, как указывалось: купола
-
гиганты (звездчатой формы), соляные валы значительной протяженности, соляные валы укороченные, простые со
ляные купола и соляные перемычки
[
81
, 85
]
.
Купола
-
гиганты, как показывают опыты (см. рис. 4
) и геологиче
ская карта предверхнеплиоценового среза (см. рис. 7), расположены на пересечении ряда колец. Такое расположение создает наиболее бла
-
гоприятные условия для их роста за счет подтока соли из нескольких прилежащих межкупольных депрессий и объясняет большие размеры и наличие в их основании выступов, направленных в стороны колец, на пересечении которых они находятся. Наличие выступов обусловли
вает звездчатую форму куполов
-
гигантов в плане (см. р
ис. 9
).
Более четкое в Центральной зоне, чем в Хобдинской и Эмбенской, отражение па геологической карте предверхнеплиоценового среза коль
цевого расположения соляных поднятий и большее разнообразие их форм (в частности, наличие куполов
-
гигантов) обусловлен
о не только более интенсивным перемещением соляных масс, но и более глубоким срезом в предпозднеплиоценовое время.
На поверхности предверхнеплиоценового среза в Хобдипской и Эм
бенской зонах образование прерывистых кольцевых массивов отвечает второй стадии
и обусловлено замедленным перемещением соли во вто
ром этапе. В Центральной зоне оформление сплошных и дугообразных кольцевых массивов в связи с более ускоренным ростом куполов со
ответствует третьей стадии перемещения в этом этапе
[
81, 83
]
.
Формы локальн
ых соляных поднятий и типы их сочетаний в коль
цевых массивах, выявленные для основных стадий перемещения в при
родных условиях, аналогичн
ы формам, наблюдаемым в опытах
.
При моделировании в сводах ядер прорванных диапиров наблю
далось образование вторичных
впадин (см. рис. 4
, 6
). Эти впадины по своему происхождению, видимо, аналогичны ирисводовым вдавленным мульдам и мульдам оседания, 56
развитым в Прикасиии. По даным опытов, образование вторичных мульд связано с оседанием (об
рушением) свода прорванного диапи
ра вследствие растяжения поверх
ностных слоев ядра в наиболее выпуклой его части и растекания соли ядра при образовании карнизов. Возраст отложений, слагающих муль
ды оседания и вдавленные мульды, фиксирует время выхода соляного массива купола на поверхнос
ть. По данным опытов, можно предпола
гать, что нрнсводовые мульды оседания и вдавленные мульды имеют в Прикаспийской впадине одинаковый генезис.
Возможность проявления в геологических условиях Прикаспийской впадины в каждом из этапов разных стадий перемеще
ния в зависи
мости от изменения величин мощности легкой соли и иадсолевых толщ и разности их плотностей (которые определяли скорость этого про
цесса) отмечалась и по данным экспериментов
[
85
]
.
Влияние мощности легкого каучука (соли) на процесс перемеще
ния
в опытах иллюстрирует. В этих опытах с уве
личением мощности каучука от 2 до 8 мм
.,
(при сохранении мощности замазки в 16 мм
.,
и величины центробежной силы в 800 д) наблюдалось ускорение процесса перемещения. Для получения третьей стадии пере
мещения, т. е. куполов слабо грибовидной формы, при мощности каучу
ка 2 мм
.,
требовалось 18 мин (опыт 8П), а при мощности 6 мм
.,
²
(опыты 16 П и 14 П) и 8 мм
.,
(опыт 5 П)
[61]
²
лишь 1 мин. В связи с этим при равном времени развития процесса при большей мощности каучук
а, (соли) перемещение будет более значительным, чем при меньшей его мощности.
В опытах на вязких жидкостях отмечены аналогичные соотношения.
8
опытах 36 и 37 мощность легкого битума изменяется от 1 до 4 см
.
, а мощность тя
желой патоки остается равной 12
см.
В
опыте 37 при мощности битума 4
см
.,
растет один крупный купол, который поднимается к поверхности патоки через 20 мин. Этот купол по своему типу аналогичен прорванным куполам Центральной зоны впадины. В
опыте 36 при мощности битума 1
см
.,
образуется мног
о мел
ких куполов, причем первый купол за 20 мин подни
мается только на 3
см. Таким образом, при меньшей мощно
сти легкого битума образуются более мелкие и глубоко погруженные
-
купола. Эти купола можно сопоставить со скрытопрорванными купола ми второго этап
а в Эмбенской и Хобдинской зонах.
Влияние мощности тяжелой замазки (надсолевых толщ) на про
цесс перемещения и опытов 89, 90, 91, 93. Мощность замазки в моделях изменяли от 4
-
8 до 16
-
32
мм
.
, а остальные исходные данные -
мощность каучука 4
мм
.
,
величина це
нтробежной силы 300 время вращения в центрифуге 9 мин -
оставались постоянными. Во всех случаях в вертикальном раз
резе модели образуются четыре мелких купола, разделенные более ши
рокими впадинами. Различия отмечаются в стадиях перемещения. В мо
д
ели 89 при мощности замазки 4 мм
.,
наблюдается в основ
ном вторая стадия перемещения. В модели 90 при мощности замазки 8 мм
.,
из четырех куполов три прорвали поверхность замазки, один скрытопрорванный. В модели 91 с мощностью замазки 16 мм
.,
все четыре куп
ола прорвали поверхность замазки и образовали навесы 57
(третья стадия перемещения), а в модели 93 с мощностью замазки 32 мм
.,
большая часть легкого каучука выжата на
верх (четвертая стадия). Четвертая стадия наблюдалась лишь в опы
тах. Следовательно, с увели
чением мощности замазки (надсолевых толщ) развиваются более зрелые стадии перемещения
[
81
]
.
Графики,
составленные по данным опытов на вязких жидкостях, наглядно отражают ускорение процесса роста купо
лов с увеличением мощности легкого и тяжелого слоев и ук
азывают на некоторые детали этого процесса. Из них видно, что скорость роста куполов во времени меняется. В начале кривые скорости роста куполов почти всегда отлогие (первая стадия замедленного роста), затем они становятся крутыми (вторая стадия ускоренног
о роста). В самом конце наблюдается еще большее ускорение (третья стадия), а затем выпо
-
лаживание кривой, которое обусловлено выходом ядер куполов на поверхность и образованием карнизов.
При увеличении мощности битума и патоки отмечается различное время за
рождения куполов и величин отрезков, соответствующих раз
ным стадиям их роста. При увеличении мощности битума (соли) на
блюдается уменьшение отрезка пологой части кривой начального роста
-
купола. Это указывает на образование ядра купола вскоре после его воз
никновения. Увеличение мощности битума сказывается и в более быстром появлении куполов.
Увеличение мощности тяжелой патоки (надсолевых толщ) вызы
вает некоторое замедление в появлении и росте куполов. В связи с увеличением нагрузки, видимо, повышается вязк
ость патоки (надсолевых толщ), что затрудняет возникновение куполов и вначале замедляет их рост. В данном случае пологая часть кривой скорости роста, отвечающая первой стадии формирования куполов, сохраняется и при большой мощности патоки. Затем после подн
ятия купола на ка
кую
-
то высоту часть нагрузки снимается, вязкость надсолевых толщ уменьшается и купол растет быстрее. Из этого следует также, что при предельно больших мощностях тяжелого слоя развитие куполов может либо остановиться на начальной стадии, л
ибо они вообще не будут воз
никать. После
днее
отмечается на каучуке и замазке в опыте 94. Ускоре
ние роста куполов в большей степени связано с увеличением мощно
сти слоя легкого материала и в меньшей степени с увеличением мощно
сти тяжелого
[61]
.
И
так, по
результатам опытов видно, что скорость роста куполов определенным образом обусловлена мощностью осадков (соли и надсо
левых толщ), что согласуетс
я с наблюдениями в Прикаспийской
впа
дине. Данные экспериментальных исследований помогают расшифровать детали этих соотношений.
Сопоставление форм соляных структур в различных зонах При
каспийской впадины, в которых эти структуры наблюдались в разных стадиях перемещения, дает представление обо
всем процессе в целом. По данным опытов и в природных условиях установл
ена одинаковая направленность этого процесса. Форма структур, стадии развития про
цесса перемещения и мощности соли и надсолевых толщ, обусловли
вающие эти стадии, могут быть выделены как основные признаки для проведения 58
тектонического районирования.
В отн
ошении связи процесса формирования соляных куполов с об
щими колебательными движениями можно высказать следующие со
ображения.
Формирование ©соляных подушекª (первая стадия перемещения), которое происходило на фоне регионального прогибания, сопровождав
шег
ося более интенсивным осадконакоплением в первичных компенса
ционных мульдах, является следствием гравитационной неустойчивости и характеризуется небольшими скоростями роста соляных структур. Эта первая стадия развития для большинства соляных куполов Прика
спий
ской впадины завершилась в позднепермское время, вероятно, даже в первую его половину. В юго
-
восточной части Южной бортовой зоны (у внешнего ее края) это перемещение и закончилось первой стадией. Надо предполагать, что такие структуры есть и в других бортовых зонах впадины
[
81
]
.
Ядра соляных куполов начали формироваться (вторая стадия пере
-
мещения) еще при прогибании территории в результате избыточной нагрузки осадков, накопившихся в первичных компенсационных муль
дах. Перемещение соли в ядра куполов у
силивается во время регио
нальных поднятий территории, когда вследствие размыва в своде ку
пола части надсолевых толщ разность нагрузок на соль в своде купола и в межкупольиых прогибах увеличивается, а вязкость надсолевых толщ уменьшается. Первое способств
овало перемещению соли из ©со
ляных подушекª и из первичных межкупольных впадин в соляные ядра, а второе облегчало ее всплывание.
По многочисленным опытам па вязких жидкостях установлено, что с увеличением мощности легкого битума поперечны
е размеры куполов
увеличиваются
. К моменту достижения куполом поверхно
-
сти тяжелой жидкости его поперечные размеры примерно равны перво
-
начальной мощности легкого битума (соли) и не обнаруживают зависимости от мощности тяжелой жидкости (надсолевых толщ). В опытах на тверды
х материалах также установлена зависимость поперечных размеров куполов от мощности легкого каучука
[
6
1, 85
]
.
Поперечные размеры впадин (первичных компенсационных мульд) в опытах на вязких жидкостях тоже определяются мощностью легкого битума. При небольшой мощности битума (соли) мелкие купола располагаются на расстояниях в несколько раз больших, чем размер поперечника купола
. В Прикаспийской впадине такие соотношения наблюдаются в юго
-
восточной бортовой ее части. С увеличением мощности легкого битума размеры
поперечников купо
лов увеличиваются, а размеры впадин отстают от увеличения попереч
ников куполов. Более крупные купола при этом располагаются на рас
стояниях немного больших, чем размер поперечника купола. Аналогичное расположение куполов мы видим в Эмбе
нской зоне. При дальнейшем увеличении мощности легкого битума поперечные размеры куполов становятся большими, чем размеры впадин. Это отвечает распределению куполов
-
гигантов в Центральной зоне впадины, где купола расположены на расстояниях меньших, чем раз
мер их по
перечников.
59
По характеру движения материала при образовании соляных ку
полов, по данным опытов и анализа геолого
-
геофизических материалов,
но Прикаспийской впадине, выделяется ряд их кинематических типов.
Во внутренних зонах впадины в основном ра
звиты соляные струк
туры типа кольцевых массивов (первой генерации), образующиеся при всилыванип соли на периферии отдельных адвективных ячеек движения. Локальные соляные структуры этих кольцевых массивов обычно на
ходятся в разных стадиях перемещения. Осо
бенно четко это видно в Центральной зоне. Крупные купола, или купола
-
гиганты кольцевых массивов (Индер, Челкар, Эльтон, Баскунчак и др.), являются главны
ми соляными структурами. Остальные соляные структуры -
соляные валы,
укороченные и значительной протяж
енности, простые купола и соляные перемычки, слагающие большую часть кольцевых массивов, являются сопутствующими. Они отличаются от главных не только раз
мерами и формой, но и степенью прорыва. Так, в Центральной зоне со
путствующие соляные структуры не в
сегда являются прорванными
[
85
]
.
Как главные, так и сопутствующие соляные структуры кольцевых массивов принадлежат одному семейству и связаны с образованием конкретных адвективных ячеек. Паркер и Мак
-
Доуэлл (1957),
произво
-
дившие моделирование процесса рос
та соляных куполов, выделяют первичные, или главные, соляные купола (центры), вокруг которых образуются компенсационные мульды, а на краю последних ²
купола второй генерации. Аналогичное расположение соляных структур в При
-
мексикаиской впадине Г. Е. Муррей
[
30
]
характеризует, как ©гнездаª или ©скопищеª соляных структур. Эти представления, по на
шему мнению, не являются правильными, так как по результатам про
веденного моделирования можно говорить только о куполах генетиче
ски связанных семейств, к которым о
тносятся купола кольцевых мас
сивов. Главные и сопутствующие купола кольцевых массивов имеют один генезис и являются куполами первой генерации.
Купола Круглый, Челкар, Индер, Тюбекудук, Баскунчак, Эльтон и другие в подсолевых отложениях по данным сейсмораз
ведки характе
-
ризуются наличием структурных неровностей (разломов). Под сопут
-
ствующими куполами подобных нарушений не отмечается. Ю. А. Ко
сыгин (1950) считает
, что купола
-
гиганты являются структурами с платформенными корнями. Такие нарушения (разломы) в подсолевом ложе под главными куполами могут рассматриваться, как причина по
явления первых неровностей в кровле соли, вокруг которых в пределах конвективных ячеек формируются остальные соляные структуры коль
цевых массивов. Таким образом, образование солян
ых структур коль
цевых массивов и закономерности их размещения во внутренних зонах впадины обусловлены как действием сил гравитации, так отчасти и тек
тоникой подсолевого ложа.
В пределах внутренних зон Прикаспийской впадины сейсмораз
ведкой выявлены глубо
ко погруженные соляные структуры, не имею
щие отражения на геологической карте со снятым покровом верхне
плиоценовых и 60
четвертичных отложений и на гравиметрической карте. Эти структуры размещены в первичных компенсационных мульдах и на сейсмопрофилях фикси
руются перегибами в глубоких отражающих горизонтах. Они расположены внутри кольцевых массивов. К таким соляным структурам в Центральной зоне относятся купола Тукбай, Мухор, Молкудук, Истовой, Косколь и др. Среди них наиболее изучено поднятие Тукбай, распол
оженное между куполами Беке
ньоба и Бар
ханный (см. рис. 7)
[
6
1
]
.
В Эмбенской зоне структуры п
одобного типа наблюдаются в Дос
сор
-
Макат
-
Сагизском, Тюлюс
-
Кулсарин
ском, Акмай
-
Эршансорском и в других межкупольных пространствах. Б. А. Соловьевым такие струк
туры отмечаются и в Хобдинской зоне.
Среди межкупольных (внутрикольцевых) соляных структур (вторая генерация) Прикаспийской впадины выделяются следующие типы: пас
-
сивные соляные поднятия, скрытопрорванные вторичные соляные купо
ла, прорванные вторичные соляные купола (развиты исключительно редко) и обращенные межкупольные поднятия (или ©щит черепахиª). Эти структуры представляют собой генетически связанный ряд.
О ра
сположении, форме и характере формирования межкуполь
ных соляных структур второй генерации (глубоко погруженных в меж
купольных депрессиях) дают представление сейсмические профили и опыты.
В вертикальных разрезах моделей 135 и 65 видно, что по мере оттока легкого каучука в ядра первичных куполов вокруг них идет формирование вторичных компенсационных депрессий. В результате между двумя смежными куполами пер
вой генерации, в межкупольном пространстве, пассивно возникает оста
точное поднятие соли. Это поднятие
представляет собой участок соляного пласта, окруженный вторичными компенсационными прогибами, над которыми нижние горизонты иад
солевых толщ опустились. В моделях 59, 60 и 171 остаточная линза лег
кого каучука в межкупольном пространстве послужила для обр
азова
ния поднятия скрытопрорванного типа, которое в поверхн
остных гори
зонтах не выражено
[
83
]
.
Из приведенных сейсмических разрезов и данных экспериментов видно, что одновременно с формированием скрытопрорваниых и про
рванных куполов первой генерации и с
опряженных с ними вторичных компенсационных мульд в первичных мульдах образуются виутриколь
-
цевые глубоко погруженные соляные структуры второй генерации. Эти купола представляют самостоятельный (второй) кинематический тип
[
6
1
]
.
В первичных компенсационных мульдах в случае формирования в их пределах скрытопрорванных куполов второй генерации наблюдается смена нисходящего движения восходящим или инверсия движения. Не
обходимо обратить внимание па иной механизм образования соляных структур второй генерации (виу
трикольцевых, по автору), чем это считают П. Д. Паркер и А. Н. Мак
-
Доуэлл. Соляные структуры второй генерации в их понимании соответствуют сопутствующим соляным структурам кольцевых массивов
.
Формирование соляных куполов
[
84
]
второй генерации в Прикаспийск
ой впадине в основном было связано с позднепермским ²
61
нижнетриасовым этапом. Структуры подобного типа, вероятно, широко развиты в ниж
них горизонтах иадсолевых отложений в межкупольиых первичных де
прессиях внутренней части впадины. При небольшой первонача
льной мощности соли в межкупольиых п
ространствах образуются бескорне
вые структуры второй генерации типа ©щит черепахиª. Такие соляные под
нятия наблюдаются в юго
-
восточной бортовой части впадины. Тип виутрикольцевых структур второй генерации зависит от ста
дии перемещения соли и от ее мощности, а поперечные размеры их определяются остаточной (к моменту их образования) мощ
ностью соли.
Третий кинематический тип соляных структур развит в бортовых зонах впадины. Образование их связано с системой унаследованно р
аз
вивавшихся разрывных нарушений. Соляные структуры этого типа представлены линейно ориентированными цепочками соляных куполов и валов или гребней.
Выявленные по данным моделирования и анализа геолого
-
геофи
-
зических материалов некоторые закономерности мех
анизма формирова
ния I! размещения соляных структур Прикаспийской впадины дают воз
можность наметить предварительную схему их классификации.
В схеме выделены три рассмотренных кинематических типа соля
ных структур и морфологические типы положительных и
отр
ицательных соляных структур
[
85
]
.
Во внутренней части Прикаспийской впадины основными положи
-
тельными морфологическими типами соляных структур, образующими кольцевые массивы, являются: соляные купола, соляные перемычки, со
ляные валы (укороченные и значите
льной протяженности), крупные со
ляные купола или купола
-
гигапты звездчатой формы. Сочетание их в кольцевых массивах может быть различным. Эти структуры фиксиру
ются и в моделях.
В бортовых частях впадины выявлены иные морфологические типы положительных со
ляных структур: пологие соляные поднятия, или ©со
ляные подушкиª, линейно ориентированные соляные купола, соляные гряды или линейно вытянутые соляные валы, осложненные соляными куполами, соляные перемычки и структуры типа ©шит черепахиª. Про
стейшей формой
положительных соляных с
труктур являются соляные купола
[
81
]
.
Среди отрицательных форм соляных структур выделяются: первич
ные компенсационные мульды (межк
упольные депрессии, внутрикольц
евые депрессии), вторичные компенсационные мульды, сопряженные с солян
ыми куполами второй генерации, вдавленные мульды и мульды оседания, расположенные на сводах соляных куполов, межгрядовые прогибы.
Изучение механизма тектонических процессов, развивающихся в обстановке инверсии плотности горных пород, проводилось примени
те
льно к формированию соляных структур Прикаспийской впадины. Оно было основано на анализе геолого
-
геофизических материалов и результатах моделирования. В итоге этих иссл
едований можно прийти к следующе
м
у :
В процессе роста соляных куполов, как показали опы
ты, пере
мещение легкой соли с границы неустойчивости вверх, а тяжелых иад
солевых пород вниз, подчиняется силам гравитации, возникающим при инверсии плотности этих пород, и
происходит по отдельным ячейкам адвективного движения. В 62
природных условиях Прикас
пийской впадины это нашло выражение в образовании во внутренних ее зонах кольцевых соляных массивов и виутрикольцевых (первичных межкупольиых) ча
шеобразных депрессий, сложенных мощными толщами иадсолевых по
род. На геологической карте предверхнеплиоценово
го среза каждой ячейке адвективного движения соответствует кольцевая цепочка соля
ных куполов, которые окаймляют межкупольную депрессию. В борто
вых зонах впадины наличие разрывов нарушает структуру ячеек адвек
тивного движения и приводит к линейному распо
ложению соляных ку
полов. Таким образом, размещение соляных куполов в Прикаспийской впадине определяется либо подъемом соли в пределах адвективных ячеек, либо наличием разрывов, по которым происходит ее всплыван
не
[
6
1, 85
]
.
При перемещении
легкой соли в п
риродных условиях могут быть выделены три, а в опытах четыре стадии, характеризующие раз
ную зрелость этого процесса. Проявление той или иной стадии, при одинаковом времени, определяется скоростью, с какой идет этот про
цесс. Во внешних частях бортовых зон
впадины, где процесс перемеще
ния протекал медленно, развитие соляных структур закончилось на первой стадии, а во внутренних зонах за тот же период времени они достигли второй и третьей (зрелой) стадий перемещения. Каждой ста
дии соответствуют вполне опре
деленные формы соляных куполов и типы их сочетаний в кольцевых массивах. Сопоставление форм соляных структур в разных зонах Прикаспийской впадины, отвечающих разным стадиям процесса перемещения перво
го главного (позднепермско
-
триа
сового) этапа, дает предст
авление о всем процессе в целом. По данным опытов и в природных условиях устанавливается одинаковая направ
ленность этого процесса.
О
пыты
показали
,
что
скорость процесса перемещения возрастает с увеличением мощности легких и
тяжелых пород и
с увеличением разности их плотностей. В Прикаспийской впадине все эти показатели увеличиваются от бортов к центральной части впадины, что приводит к изменению форм соляных структур по зонам и к большей зрелос
ти процесса во внутренних зонах
[
81
, 83
]
.
Различные величины мощности легкого материала
-
соли и тя
желого
-
надсолевых толщ определяют в опытах и в природных усло
виях Прикаспийской впадины два типа сочетания соляных куполов с разделяющими их депрессиями. По данным опытов, при малой мощ
ности легкого материала (сол
и) возникают купола с небольшими попе
речными размерами, сочетающиеся с широкими плоскими мульдами. При большой мощности легкого материала образуются крупные ку
пола, разделенные узкими и глубокими депрессиями. В Прикаспийской впадине первое характерное дл
я большей периферической ее части и Хобдинской зоны, а второе -
для Центральной зоны. Во всех случаях размеры поперечников куполов соизмеримы с первичной мощностью питающего их слоя соли. Поэтому по размерам поперечников куполов можно судить о первичной мо
щности соли.
Форма ядер соляных куполов определяется величиной 63
первичной мощности соли. На форму ядер влияет также зрелость процесса пере
мещения. По форме соляных ядер и по наличию в некоторых случаях у них карнизов, расположенных на разных уровнях, можн
о судить об истории роста соляных куполов
[
84
]
.
Намечены основные морфологические и кинематические типы соляных структур и указано размещение их по зонам Прикаспийской впадины.
В отношении перспектив поисков залежей нефти и газа во внут
-
ренних зонах Прик
аспийской впадины наиболее благоприятными явля
ются структуры второй генерации, расположенные в первичных меж
купольных депрессиях (внутри кольцевых массивов), а также соляные перемычки, соединяющие соляные купола первой генерации в кольце
вые массивы. В п
ериферических частях впадины наибольший интерес представляют ©соляные подушкиª и обращенные межкупольные подня
тия (структуры типа ©щит черепахиª). В этих структурах сохраняется наибольший объем надсолевых тол
щ и они слабо нарушены сбросами
[
6
1
]
.
Соляноку
польные структуры Прикаспийской впадины можно рассматривать как природную модель, характеризующую развитие структур нагнетания. Полученные в результате исследования выводы могут быть, видимо, применены и для объяснения ряда явлений, свя
занных с подъемом магматических астснолитов из волновода верхней части мантии. В частности, расположение выгибов (антеклиз) земной коры, образующихся при поднятии астенолитов с кровли волновода, вокруг прогибов (синеклиз) в целом напоми
нает кольцевое расположение соляных к
уполов. По аналогии это дает возможность предполагать
[
31
]
, что движение астенолитов под платформа
ми также происходит по адвективным ячейкам. Стадии перемещения астенолитов, возможно, будут соответствовать стадиям роста соляных куполов, так как условия пе
ремещения в том и другом случае были, по
-
видимому, близкими.
В результате выполненной работы установлено, что метод моде
лирования позволяет с большей детальностью выявлять особенности развития тектонических структур и его необходимо применять шире при
так
ого рода исследованиях. Проведенные исследования также показы
вают, что выявление вначале природных условий формирования соля
-
ных структур, а затем изучение этого процесса на моделях является правильным. Только на этом пути экспериментальные работы могли б
ыть поставлены с учетом конкретной геологической обстановки
.
ɵɜɨɞɵ ɩɨ ɝɥɚɜɟ 1.
По результатам расмотреного материала основные месторождения с образованием солянокупольных структур приурочены к прикаспийской впадине. О
сновными
типами нефтегазовых местор
ождений являются месторождения рифогенных выступов и крупных куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, как правило, ненарушенных. 2
. Ведущими типами залежей в подсолевых отложениях, чаще всего, являются массивные, значительно реже встречаются пластово
-
массивные и пластовые сводовые залежи. Интервалы глубин залегания подсолевых 64
продуктивных комплексов колеблются от 2700
-
3600 (
Жанажол
) и 3900
-
4200 (Астраханское газоконденсатное месторождение) до 3800
-
5500 и более Тенгиз, Карашыганак
. В подсолевых отложени
ях Прикаспийской провинции выявлены нефтяные гиганты Тенгиз, Кашаган, нефтегазоконденсатный гигант Карашыганак, газоконденсатное Астраханское месторождение и крупные нефтяные и газоконденсатные месторождения: Жанажол
(нефть, конденсат, газ), Кенкияк
(нефть
), Имашевское (конденсат, газ), Урихтау
(конденсат, газ), Алибекмола
(нефть).
Газоконденсатные подсолевые месторождения имеют высокое содержание (выход) конденсата от 580 г/м³ (Астраханское ГКМ) и 614 г/м³ (
Жанажол
) до 644 г/см³ и более (
Карашыганак
).
3.
Х
арактерной особенностью подсолевых газоконденсатных и нефтяных залежей является высокое содержание в них свободного и растворенного (попу
тного) сероводорода (от 1 до 24
%), что усложняет их разработку.
Но сероводород с другой стороны, является ценным химиче
ским сырьем для получения дешевой серы. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции наблюдаются жесткие термобарические условия. Так на глубине 5,5
км
.,
пластовое давление в залежах колеблется от 65 до 105 мПа (АВПД).
Превышение пластового давления над
гидростатическим достигает 1,95. Температура в залежах достигает 110°С
²
120
°C
.
, что соответствует геотермическому
градиенту в интервале 0 ±
5500
м.
4.Результаты проведенных ранее экспериментальных
исследований
на физических моделях хо
р
ошо отр
ажают реа
льную картину размещения соляно
купольных структур в Прикаспийской впадине и могут быть
использованы при составлении математических моделей для описаниния механизмов образования и процессов,
происходящих
в соля
но
купольных структурах при их формиров
ании.
65
2
. ɑ ɕ ə əɕ 2.
1
ɰɟɧɤɚ ɜɥɢɹɧɢɹ ɪɚɡɥɢɱɧɵɯ ɮɚɤɬɨɪɨɜ ɧɚ ɦɟɯɚɧɢɡɦ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɹ ɫɨɥɹɧɵɯ ɥɨɜɭɲɟɤ ɧɟɮɬɢ
Экспериментальные исследован
ия
прведенные в работах
[24
, 25
, 26]
на вязких жидкостях и пластич
ных материалах дают возможность изучить процесс перемещения в об
становке инверсии плотности и выявить основные его закономерности. Как указывалось, это имеет значение для выяснения причин и механиз
ма формирования соляных диапиров и глубинных диапиров, а также [
31
,
32
]
магматических астенолитов, всплываю
щих из верхней мантии.
По результатам моделирования установлены следующие основные закономерности.
Перемещение легкого и тяжелого материал
ов происходит по от
-
дельным изолированным ячейкам, напоминающим ячейки конвективного движения при тепловой стационарной конвекции в жидкостях и газах. Для тяжелоц характерна непрерывная повторяемость.
В опытах движение двух материалов разной плотности може
т быть охарактеризовано как ограниченное конвективное движение или, по В. В. Белоусову, адвекция. Вертикальное направление перемещения ма
териала в пределах ячеек адвективного движения является основным, но с ним связано и горизонтальное перемещение. Тяжел
ый материал, опускаясь, отжимается в стороны и вытесняет из
-
под себя легкий мате
риал. Тяжелый материал,
поднявшись вверх, растекается по поверхности тяжелого слоя и в свою очередь способствует движению тяжелого мате
риала вниз. Движение заканчивается, ког
да легкий материал подни
мается наверх и инверсия плотности исчезает
[
83
]
.
Перемещение по адвективным ячейкам приводит к образованию из легкого материала, поднимающегося по периферии ячеек, кольцевых массивов. Такие массивы состоят из куполов разной высоты
, соединен
ных перемычками. Среди кольцевых массивов в зависимости от стадии процесса перемещения выделяется ©несколько разновидностей: преры
вистые, дугообразные и почти сплошные кольцевые массивы. Купола кольцевых массивов являются куполами первой генера
ции. С форми
рованием кольцевых массивов связан разрыв слоев тяжелого мате
риала и опускание его в центре адвективных ячеек в виде крупных ка
пель. Это приводит к образованию внутри кольцевых массивов чаше
образных впадин
²
первичных компенсационных мульд. Поднятие легкого материала на периферии адвективных ячеек в виде кольцевых массивов обусловливает в горизонтальном срезе моделей кольцевое расположение куполов вокруг впадин, а в вертикальном срезе ²
приз
матическую форму ячейки
[31,32].
Процесс перемещен
ия тяжелого и легкого материала осуществляется в четыре стадии. Первая стадия характеризуется пологой волнистостью 66
границы неустойчивости. Во второй стадии легкий материал интенсивно внедряется вверх в виде ядер куполов, с чем связано начало
формирования и
золированных ячеек движения, представленных прерывистыми кольцевыми массивами. Внутри кольцевых массивов возникают первичные компенсационные впадины. Для третьей стадии характерен прорыв легким материалом тяжелого вплоть до растекания его
по поверхности по
следнего с образованием карнизов у ядер куполов.
С этой стадией связано полное формирование ячеек адвективного движения, приобретающих вид дугообразных или почти сплошных кольцевых массивов. Прорванный купол звездчатой формы, расположенный на пересечении р
яда прерывистых кольцевых массивов, создает
особый тип кольцевых массивов
[
83
]
.
Относительно ускоренный отток легкого материала в третьей стадии в ядра куполов с участков, расположенных вблизи их основания, приво
дит к образованию вторичных компенсационных
впадин и сопряженных с ними куполов второй генерации. В пластичных материалах при выходе ядра купола из каучука на поверхность наблюдалось оседание свода с образованием надсводовой мульды.
Четвертой стадии, которая наблюдается только в опытах, отвечает по
лное перемещение легкого материала вверх, а тяжелого вниз и пре
кращение движения. В природе эта стадия отсутствует, что объясня
ется большими величинами предельного напряжения сдвига и большой вязкостью горных пород. В слоистых моделях ²
на каучуке и зама
зке, битуме и канифоли в каждой стадии отмечались детали послойного перемещения материала в легком и тяжелом горизонтах. Проявление стадий зависит от факто
ров, определяющих скорость процесса
, и от длительности его течения
[31].
На третьей стадии перемеще
ния возможно образование куполов
второй генерации. Купола первой генерации связаны с формированием
ячеек адвективного движения и образуют кольцевые массивы.' В обра
-
зовании кольцевых массивов участвуют следующие структуры: в преры
-
вистых кольцевых массив
ах
-
скрытопрорванные купола; в дугообраз
-
ных и почти сплошных кольцевых массивах ²
скрытопрорванные и про
-
рваные купола (часто с карнизами) или валообразные поднятия. Валообразные купола образуются при соединении нескольких куполов поднятыми перемычками. Крупные прорванные купола звездчатой формы располагаются в местах пересечения кольцевых массивов. Основной структурой
кольцевых массивов является простое куполовидное поднятие, все остальные формы производные от него.
Купола второй генерации возникают из л
инз легкого остаточного материала в первичных прогибах (внутри кольцевых массивов). На участках образования куполов второй генерации в первичных проги
бах происходит изменение знака движения ²
нисходящее движение сменяется восходящим. Выяснение причин, кот
орыми обусловлена такая смена движения, имеет большое значение для ряда геологических яв
лений.
Модели из пластичных слоистых материалов и из битума и слоис
той канифоли дают наглядное представление об условиях 67
формирования куполов второй генерации и их вз
аимоотношении с куполами первой ге
нерации
[
8
6
]
.
Основные типы сочетания структур (впадин и поднятий) в ячейках адвективного движения определ
яются отношением мощности легко
го слоя к мощности тяжелого и не зависят от вязкости этих слоев. В
опытах были выяв
лены три варианта, которые обусловили три основных
типа адвективных структур: мощность легкого слоя меньше мощности
тяжелого; мощности их равны; мощность легкого слоя больше мощнос
-
ти тяжелого.
Для первого варианта характерно образование адвективных стру
к
тур центрального проседания (в центре адвективной ячейки расположе
-
на широкая впадина, а на ее периферии небольшие купола). Второй вариант приводит к одинаковым, но форме и размерам поднятиям и прогибам. В третьем варианте образуются адвективные структур
ы крае
вого проседания (в центре ячейки крупный купол сочетается на ее пе
риферии с узкими впадинами).
При рассмотрении этих трех вариантов установлено также, что с увеличением мощности легкого слоя поперечные размеры куполов уве
-
личиваются, а количество и
х уменьшается. Одновременно уменьшаются поперечные размеры впадин
[
83
]
.
Выявлены количественные изменения размеров ячеек, куполов и
расстояний между ними на битуме и патоке (и частично на пластичных
материалах). Установлено, что поперечные размеры яче
ек, состоящих из
купола и впадины, определяются мощностью легкой жидкости и превы
-
шают ее в 3
-
7 раз; поперечник купола примерно равен мощности лег
-
кой жидкости и не зависит от мощности тяжелой; расстояние между ку
-
полами равно разности между размером яч
ейки и поперечником купола
и изменяется с изменением размеров ячеек и куполов. При увеличении
мощности слоя легкого материала размеры куполов увеличиваются, а
расстояние между ними сокращаются.
Рассмотренные количественные закономерности показывают, что пр
и малой мощности легкого слоя по сравнению с тяжелым
,
мелкие ку
пола, размеры которых равны мощности легкого слоя, сочетаются с широкими впадинами. При мощности легкого слоя, равном мощности тяжелого, купола и впадины равны между собой и равны мощности эти
х слоен. При мощности легкого слоя большей, чем мощность тяжелого, крупные купола, размеры которых также равны мощности легкого слоя, расположены на расстояниях, меньших, чем размеры поперечников куполов
.
Мощность слоя легкого материала, влияя на поперечны
е размеры ячеек, кулолов и
впадин, тем самым определяет тип сочетания структур в адвективных ячейках
[
8
6
]
.
Форма куполов первой и второй генераций, как и их размеры, определяются мощностью
,
легкостью
материала и изменяются по стади
ям развития неустойч
ивости. Форма куполов первой генерации зави
сит также от их положения в пределах кольцевых массивов. Скорость роста отдельных куполов и всего процесса всплывания легкого материала возрастает с увеличением мощности легкого и тяжелого слоев, а также с увелич
ением разности их плотностей и с умень
шением вязкости легкого слоя.
68
Рост куполов из легкого каучука при двух
-
или трехкратном наложении слоев тяжелой замазки каждый раз сопровождается возобновлением перемещения, происходящего по одним и тем же каналам. В
природных условиях это соответствует новым этапам усиления роста соляных куполов, которые следовали за перерывами в осадконакоплении и
происходили при возрастании мощности надсолевых толщ. О наличии
повторных перемещений свидетельствует несколько уровней карнизов,
отходящих от головной части ядра. При этом хорошо видна связь формы ядра с этапами его формирования.
В связи с различной в разных слоях вязкостью (прочностью)
слоев замазки процесс роста куполов может характеризоваться этажностью развития, обусл
овленного остановкой перемещения на определенных уровнях, приуроченных к подошве слоев большей прочности
(вязкости).
Поднятие легкого каучука из двух его слоев, разделенных тяжелой .замазкой, из обоих горизонтов происходит по общим каналам.
В
се перечислен
ное можно отразить в математических
моделях
[
83
, 86
]
.
2.2
ɑɢɫɥɟɧɧɨɟ ɢɫɫɥɟɞɨɜɚ
ɧɢɟ ɦɟɯɚɧɢɡɦɚ ɮɨɪɦɢɪɨɜɚɧɢɹ ɫɨɥɹɧɵɯ
ɤɭɩɨɥɨɜ ɜ ɝɟɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɯ ɫɬɪɭɤɬɭɪɚɯ ɜ ɡɚɜɢɫɢɦɨɫɬɢ ɨɬ ɝɟɨɦɟɬɪɢɱɟɫɤɢɯ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɨɛɥɚɫɬɢ
В земной коре распространены солянокупольные геологические структуры. Возникновение этих структур геологи связывают с действием гравитационных сил, когда первоначально пластообразно залегавшие более легкие соляные породы, поднимаясь, внедрялись в вышележащую толщу осадочных горных пород в виде сол
яных куполов (гравитационная неустойчивость).
Такой процесс называется течением; он настолько медленный, что заметно проявляется только в геологическом масштабе времени [
3
3
,
3
4
]
.
В природных условиях соль -
твердое кристаллическое тело, под длительной пос
тоянной нагрузкой ведет себя как очень вязкая несжимаемая жидкость и деформируется без разрушения. Для исследования движения соляного купола, обычно, используется модель неоднородной сильновязкой несжимаемой жидкости. Процесс возникновения и роста соляног
о купола условно можно разделить на две стадии, линейную и нелинейную. На линейной стадии изучаются небольшие деформации соли; эта стадия достаточно подробно изучена рядом авторов аналитическими методами. Для исследования нелинейной стадии ±
стадии развито
го соляного купола ±
используются только численные методы. Предшествующие работы, посвященные численному анализу нелинейной стадии развития соляного купола, ограничены рассмотрением небольших по размерам областей [
3
5
,3
6
]
.
В связи с этим недостаточно изуч
ено влияние горизонтальных и вертикальных стенок области на рост и формы соляных диапиров. В данной работе в связи с ростом мощности персональных компьютеров исследуются закономерности роста соляных диапиров в относительно больших по размерам областях.
69
Постановка задачи, начально
-
краевая задача, описывающая движение неоднородной сильновязкой несжимаемой жидкости в поле силы тяжести в плоской постановке, формулируется следующим образом. В прямоугольной области требуется определить вектор скорос
ти давление плотность динамическую вязкость в момент времени удовлетворяющих системе уравнений
(
2
-
1)
(
2
-
2)
(
2
-
3)
(
2
-
4)
(
2
-
5)
начальным и граничным условиям на границе (
2
-
6) (
2
-
7)
(
2
-
8)
Система уравнений (
2
-
1) ±
(
2
-
5), начальные и граничные условия (
2
-
6) ±
(
2
-
8) записаны в безразмерн
ом виде. Здесь соответственно горизонтальная и вертикальная составляющие скорости. Система уравнений (
2
-
1)
±
(
2
-
3) описывает движение неоднородной сильновязкой несжимаемой жидкости в поле силы тяжести, т.е. течение Стокса, а уравнения
(
2
-
4), (
2
-
5) учитывают сохранение плотности и вязкости в любой момент времени. Коэффициент равен отношению числа Фруда к числу Рейнольдса, Здесь g
±
ускорение свободного падения, хара
ктерные параметры среды, соответственно кинематическая вязкость, скорость и линейный размер области. В задачах гравитационной неустойчивости отсутствует характерный масштаб скорости, поэтому в качестве последнего в работе принимается вязкая скорость , где n
±
произвольное число. Выбирая n
определенным образом, получим необходимый масштаб скорости рассматриваемой модели
[35].
Численный метод решения,
для численного решения систем уравнений (
2
-
1)
±
(
2
-
3) используется ит
ерационный процесс, основанный на схеме 70
расщепления по физическим процессам [
3
7
]
. Пусть исследуемая область течения Ω покрыта равномерной по x
и y
сеткой ячеек:
где размеры шагов
сетки, число ячеек сетки соответственно в направлениях x
и y
.
На первом этапе схемы расщепления по неявной схеме рассчитывается предварительное значение вектора скорости:
(
2
-
9)
, (
2
-
10)
Уравнение (
2
-
9) рассматривается в точках сетки а уравнение (
2
-
10
-
в точках . Для наглядности, например, член расписывается в точках след
ующим образом:
.
В уравнениях верхний индекс обозначает временной слой, а номер итераций.
На втором этапе по найденному промежуточному полю скорости с учетом условия соленоидальности вектора скорости находится поле давления из уравнения:
.
(
2
-
11)
Уравнение (
2
-
11) рассчитывается в точках На тре
тьем этапе находим из уравнений:
71
(
2
-
12)
(
2
-
13) Уравнения (
2
-
12) и (
2
-
13
) рассматриваются соответственно в тех же точках, что (
2
-
9) и (
2
-
10).
Для численного решения уравнений (
2
-
4), (
2
-
5) с начальными условиями (
2
-
6), (
2
-
7) соответственно, используется консервативная схема разности против потока
[
3
8
]
, при этом шаг по времени
выбирается с учетом устойчивости и м
онотонности схемы:
.
(
2
-
14)
Для решения уравнений (
2
-
9) ±
(
2
-
10) используется метод верхней релаксации. Как показали расчеты разностная схема (
2
-
9) ±
(
2
-
13) абсолютно устойчива. Параметр выбирается с учетом быстрой сходимости итерационного процесса.
Итак, предлагаемый алгоритм для численного решения задачи (
2
-
1)
-
(
2
-
8) выглядит следующим образом. Пусть и
звестны (при для и это будут начальные данные). Тогда неизвестные определяются итерационным процессом с повторением вышеуказанных трех этапов. При выполнении усл
овия итерационный процесс заканчивается. Это и означает, что на -
шаге по времени определены значения величин . Далее по явной схеме разности против потока вычисляются неизвестные на шаге по времени. Для нахождения опять применяется и
терационный процесс. Аналогично
, определяются все величины (
вплоть до н
еобходимого слоя по времени. Рассмотренный численный метод пригоден при любых распределениях вязкости и плотности, характерных для осадочного чехла в природных условиях.
Анализ результатов расчета,
для численного исследования не
устойчивости соляного массива рассмотрена модель двухслойной среды в случае, когда менее плотный слой (соль) расположен под более плотным слоем (надсолевыми породами). В модели считается, что каждый слой однороден 72
по плотности и вязкости и различные сло
и могут быть разной мощности (высоты), плотности и вязкости. Нумерация слоев принята сверху вниз. Параметры каждого слоя записываются с нижним индексом, обозначающим его номер, например, соответственно вязкость, плотность и мощност
ь второго слоя, т. е. соли. Если в рассматриваемой модели границы раздела слоев ровные, то в области сколь угодно долго наблюдается неустойчивое равновесие. Это связано с тем, что горизонтальная составляющая градиента давления в области равна нулю. Для куп
олообразования необходимы неровности на границах раздела слоев. На рисунках 16
-
18
представлена эволюция границы раздела слоев для трех различных моделей, отличающихся друг от друга только размерами области или то же самое -
горизонтальными и вертикальными размерами слоев. Размеры области и время развития гравитационной неустойчивости приведены на рисунках в безразмерном виде. Первоначальная неровность во всех моделях задана в виде небольшого вздутия на границе раздела слоев
[69
, 76
]
.
t
=0 t
=1.2
t
=1.6 t
=2.6
Рисунок
1
6
±
Эволюция границы раздела слоев в процессе гравитационной неустойчивости. Параметры модели:
Из рисунков видно, что первичный соляной купол формируется из первоначального возмущения, всле
дствие оттока в него соли из материнского пласта. При этом в пласте вокруг первичного купола образуются прогибы (компенсационные впадины), из которых в дальнейшем образуются вторичные купола (рис. 1
6
). Вследствие оттока соли из пласта в 73
эти вторичные купо
ла, вокруг них образуются вторичные прогибы. В дальнейшем из них формируются третичные купола (рис.
1
7
). В зависимости от горизонтальных размеров соляного пласта таких куполов в природных условиях может быть несколько десятков
[69]
. t
=0.0
t
=1.2
t
=1.6
t
=2.2
74
Рисунок
1
7
±
Эволюция границы раздела слоев в про
цессе
гравитационной неустойчивости.
Параметры
модели:
Все они принадлежат к одному семейству, так как они своими появлениями обязаны первичному куполу.
Из сравнения рис. 1
6
и 1
7
видно, что на образовани
е вторичных куполов на рис. 1
6
кроме прогибов повлияла также и близость вертикальных стенок области, тогда как вторичные купола на рисунке 1
7
формируются только из
-
за зарождения прогибов. На рис. 1
6
и 18
представлена эволюция границы раздела слоев для м
оделей, отличающиеся только мощностями надсолевых пород или то же самое -
расстоянием между куполом и верхней горизонтальной стенкой. Из рисунков видно, что с увеличением мощности надсолевых пород соляные купола приобретают столбообразную форму, т. е. ве
зде почти одинаковой ширины. Именно такие купола называют диапирами, т. е. купола протыкающего типа (рис. 18
). При приблизительно равной мощности слоев верхняя часть купола расширяется, и купол, не достигая верхней стенки, приобретает грибовидную форм
у (рис. 1
6
). t
=0 t
=0.5
t
=1.2 t
=1.5
Рисунок
18
±
Эволюция границы раздела слоев в процессе г
равитационной
неустойчивости. Параметры модели: 75
Из сравнения картин течения в трех вариантах
расчетов можно сделать следующие выводы: с увеличением мощности слоѐв при постоянном горизонтальном размере обл
асти поперечные размеры куполов увеличиваются, количество сформировавшихся куполов уменьшается, гравитационная неустойчивость протекает быстрее. С увеличением горизонтальных размеров области количество сформировавшихся куполов увеличивается.
В Прикаспийск
ой впадине соляные купола гиганты находятся в еѐ центральной части, где именно первоначально залегали соляные массивы большой мощности. В периферийной части Прикаспийской впадины в связи с небольшими мощностями соли соляные купола имеют небольшие разм
еры. Следовательно, полученные численные результаты являются достоверными и подтверждают закономерности формирования солянокупольных структур в природной обстановке
[69]
.
2.3. ɰɟɧɤɚ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɹ ɜɨɡɦɨɠɧɵɯ ɮɨɪɦ ɫɨɥɹɧɵɯ ɤɭɩɨɥɨɜ
Формированию соляных куполо
в в осадочном чехле посвящено множество работ, в которых механизм их образования связывается с перемещением солей из мест нормального первичного пластового залегания. Перемещение пластических масс происходит под действием массы вышележащих пород в условиях
дифференциации тектонической напряженности. Из участков большей напряженности соляные массы устремляются к области пониженных давлений. Согласно этим представлениям, все соляные купола являются постседиментационными (вторичными) и формируются в процессе г
алокинеза и сопря
женного с ним диапиризма
[92]
.
Анализ накопленной геолого
-
геофизической информации по солянокупольным областям приводит к выводу, что, наряду с постседиментационными соляными куполами, здесь широко распространены конседиментационные (перви
чные) купола. Под конседиментацио
нными соляными куполами, в отлич
ие от [3
9
, 92
]
,
подразумеваются структурные сооружения солей, которые изначально
, еще в процессе автономного синхронного осадконакопления соляных масс и вмещающих осадочных пород, формируются
в виде куполов (столбов, штоков), а не приобретают эти формы в результате пос
ледующего галокинеза. Во врем
я формирования конседиментацио
нных соляных куполов одновременно в бассейне седиментации накапливаются осадки другого фациального состава, чаще всего терригенные. Конседиментационные купола, равно как и подавляющее большинство соляных масс (пласты, купола и др.) в осадочном чехле, образуются в результате гидротермальной деятельности из высоконасыщенных рассолов, поступающих в бассейн седиментации по глу
бинным разломам и узлам их пересечений. Этим и объясня
ется наблюдаемая синхронност
ь н
акопления солей и максимумов тектонической активности в истории формирования осадочных бассейнов и приуроченность соляных куполов, особенно конседиментационных, к глубинны
м разломам.
76
Наличие конседиментационных соляных куполов подтверждается фактическими материалами по целому ряду хорошо изученных нефтегазоносных районов. В Припятском прогибе, например, широко распространены две верхнедевонские (франская и фаменская) солено
сные толщи, разделенные межсолевыми задонско
-
елецкими карбонатными отложениями на севере и терригенными ±
на юге. Высокая степень геолого
-
геофизической изуч
енности прогиба позволила выявить особенности строения и время формирования куполов. На опорно
-
парам
етрическом сейсмическом профиле (
рис. 19
) [
40
, 92
]
, в интервале
пикетов 410
-
690 (северная часть прогиба), хорошо видны постседиментационные соляные купола в фаменской соленосной толще. Мощные (> 1500 м
.
) осадочные отложения, перекрывающие галитовую толщу, смяты в конформные складки, повторяющие общую конфигурацию соляных куполов, возникшую в процессе галокинеза. Мезо
-
кайнозойские отложения, сформировавшиеся после галокинеза, на формы соляных куполов не реагируют.
Рисунок
19
. С
ейсмогеологический
разрез по опорно
-
параметрическому профилю v
±
v припятского прогиба. [
40
]
В центральной части прогиба, в интервале пикетов 30
-
150, закартированы также два купола, постседиментационный (пикеты 30
-
90) и конседиментационный (пикеты 90
-
150). Несмотря на то, чт
о первый имеет меньшую высоту, перекрывающие его осадочные отложения вблизи контакта и в надкупольной части соляного штока обнаруживают четко выраженную инъективную складчатость. Причем признаки диапиризма прослеживаются вверх по разрезу намного выше, чем высота соседнего
конседиментационного соляного купола. Над последним перекрывающие осадочные отложения залегают спокойно, несмотря на наличие под ними более высокого и масштабного соляного купола (пикеты 90
-
150). Вмещающие породы, слагающие с перекрывающи
ми отложениями единую непрерывную осадочную толщу, в интервалах соприкосновения с поверхностью соляного столба не обнаруживают каких
-
либо следов деформации, обязательно проявляющихся в виде складок и разрывов вблизи диапиров пластичных солей
[92]
.
Описанны
е особенности соотношения соляных куполов и вмещающих отложений установлены не только по материалам сейсморазведки, но и по данным глубокого и структурного бурения. Так, фаменский 77
конседиментационный соляный купол высотой
> 2 км
.,
не влияет на характер зал
егания вмещающих и перекрывающих отложений, повторяющих морфологические черты осадков подсолевого ложа (рис.
2
0
).
Рисунок
2
0
. Г
еологический профиль через осташковичское и южно
-
осташковичское нефтяные месторождения (припятский прогиб). [
41
]
Рисунок
2
1
. Г
еологический профиль через золотухинское нефтяное месторождение (припятский прогиб) [
41
]
.
Фор
мирование франского постседимен
тационного соляного купола высотой > 1 км
.,
привело к образованию бескорневой антиклинали и трещинного коллектора, с
которым с
вязана промышленная з
а
лежь нефти, в вышележащих задонско
-
елецких карбонатных отложениях (рис.
2
1
). В более молодой фаменской соленосной толще также сформиро
вал
ся постконседиментационный соля
ной купол, однако, его влияние на вышележащие отложения снивелиро
-
в
ано предпермской эрозией. Наглядным примером существования разных генетических типов соляных куполов может служить Днепровско
-
Донецкая впадина, где широко проявились процессы девонского гало
-
кинеза. Здесь установлены соляные 78
структуры, состоящие из центра
льного купола (штока), прикупольных и надку
-
польных сбросов, а также задранных блоков и вздернутых слоев пород рамы. Наряду с ними выявлены соляные купола, вблизи которых вмещающие и перекрывающие осадочные породы по мере приближения к колонне соли постепе
нно погружаются, спокойно ее обтекают, не испытывая какого
-
либо структурообразующего влияния развитой в районе соляной тектоники
[
41
]
.
В пределах Прикаспийской впадины также установлено наличие двух разных груп
п соляных куполов. Первая проры
вает триасовые отложения и
способ
ствует образованию в них интенсивных соляны
х дислокаций. Вторая круто пере
секает слои прилегающих осадочных пород, не деформирует
их, а спокойно перекрывается ими в кровле [
42
]
. Описанные отличительные особенности днепровско
-
донецких и пр
икаспийских соляных куполов свидетельствуют об их принадлежности к выделенным двум генетическим типам ±
постседимента
-
ционному и конседиментационному. Конседиментационные соляные купола высотой в несколько километров зафиксированы сейсмическими иссле
-
дова
ниями и в пределах Нордкапского прогиба Западно
-
Арктической плат
-
формы (
рис.
2
2
)
. В присводовой части одного из них в относительно недавнее вр
емя проявились признаки наложен
ного галокинеза, обусловившего возды
-
мание только самых молодых осадочных отложений и выход соляного купола на современное морское дно.
Рисунок
2
2
. С
ейсмический разрез через нордкапский прогиб (западно
-
арктическая платформа) [
43
]
.
Из этих данных вытекает, что консе
диментационные соляные купола обра
-
зуются одновременно с вмещающ
ими осадочными отложениями в результате поступления в бассейн седиментации выс
оконасыщенных термальных хлорид
ных растворов. В зависимости от темпов поступления, условий и места разгрузки таких растворов в бассейне осадко
-
накопления образуются либо соляные пласты, либо сингенетичные соляные купола (часто с опережением темпов седиментации вмещающих пород). Пос
-
ле прекращения поступления раствора в осадочный бассейн выступающая над 79
морским дном верхняя часть соляного купола в условиях относительно пресно
-
водно
го морского осадконакопления растворяется. Нерастворимые мине
-
ралы (вещества) соляного купола с выпа
-
дающим в осадок материалом образуют над куполом кепрок. Поэтому в кепроках соляных куполов содержание различных полезных ископаемых доходит до промышленных
значений [
4
3
]
. Конседиментационные соляные купола обычно размещаются над глубинными разломами, по которым поступают хлоридные растворы. За пределами участков интенсивного соленакопления и обусловленного этим автономного роста столбовидных соляных тел синх
ронно отлагаются фациально
-
контрастные песчано
-
глинистые, карбонатные и другие осадки, которые образуют непрерывные толщи и при формировании внутренней слоистой текстуры не испытывают деформирующего влияния прилегающих синхронно растущих столбов солей, а п
одчиняются общим локальным геоморфологическим особенностям морского ложа в моменты карбонатно
-
терригенного осадконакопления. Следует отметить, что структуру рассматриваемого типа куполов чаще всего связывают с заполнением солью значительных объемов (до де
сятков кубических километров) прорванных, частично замещенных или выжатых вмещающих пород. Однако при этом не учитывается отсутствие следов интрудирования, замещения или вытеснения таких крупных масс пород рамы и покрышки. Перечисленные особенности конседи
ментационных соляных куполов подтверждают их индивидуальность и правомерность отнесения к самостоятельному генетическому типу. Генетическим аналогом конседиментационных соляных куполов и валов являются карбонатные рифы и рифовые массивы, одновозрастные с в
мещающими терригенными отложениями, а также ³черные курильщики´ на дне современных морей и океанов. Разница между карбонатными рифами и конседиментационными соляными куполами заключается только в химическом составе исходных растворов, поступающих в бассейн
седиментации по глубинным разломам. Весьма показательным в этом отношении является разрез Соликамской впадины (рис.
2
3
), где области распространения верхнедевонских рифовых построек выше по разрезу соответствует зона развития нижнепермских солей [
44
]
.
80
Рисунок
2
3
.
Г
еологический разрез соликамской впадины
[
44
]
. Конседиментационные и постседиментационные соляные купола имеют принци
пиальные отличительные признаки
1. Один и тот же возраст перекрывающих соляную толщу пород, как в пределах куполов, так и
за их пределами для постседиментационных куполов (за исключением тех случаев, когда свод купола был обнажен в результате размыва с последующим перекрытием его отложениями другого возраста) и разный возраст этих пород для конседиментационных
[4
5
]
.
2. Конфо
рмность (параллельность) границ пластов перекрывающих отложений поверхности соленосной толщи для постседиментационных куполов и отсутствие такого соотношения форм для конседиментационных.
3. Наличие кепроков у конседиментационных куполов и отсутствие их у постседиментационных (за исключением тех случаев, когда своды последних вместе с перекрывающими отложениями были размыты с последующим перекрытием породами другого возраста). В общем,
следует заметить, что соляно
-
тектонические сооружения широко распростра
нены в мире и на территории России. Особое место среди них занимают конседиментационные соляные купола. Как известно, последние, в отличие от сопряженных с ними пластовых солей, размещаются на значительно меньших глубинах или же обнажаются на поверхности, где нередко с
лагают огромные холмы
.
следует подчеркнуть следующ
ее
1. Конседиментационные соляные купола представляют широко распространенный генетический тип соляных структур.
2. Конседиментационные соляные купола образуются в результате поступления по глу
бинным разломам эндогенных термальных хлоридных рассолов и накопления столбовидных построек солей. Солеотложение в их контурах синхронно с седиментацией прилегающих терригенных осадков, формирующих породы рамы. Последние не обнаруживают никакого деформирую
щего воздействия со стороны конседиментационных соляных куполов. 3. Конседиментационные соляные купола и сопровождающие их кепроки имеют значительный потенциал различных полезных ископаемых, что заслуживает более детального и комплексного изучения
[4
6
, 92
]
.
ɵɜɨɞɵ ɩɨ ɝɥɚɜɟ
1
.
Дана оценка влияния ра
зличных факторов на процесс обра
зования соляных куполов
;
2
.
С
оста
влена математическая модель и да
но еѐ решение численным методом, позволяющие прогнозировать формы и размеры образующихся солыных куполов (ловушек нефт
и)
81
3
.
Рассчитанные формы и размеры соляных куполов хорошо отражают фактическую картину их состояния в Северо
-
Касийской впадине и могут быть использованы в процесс
ах поиска, разведки и разработки
углеводородов (нефти и газа)
.
82
3 ɕ ɕ 3.1
ɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɟ ɧɚɩɪɹɠɟɧɧɨ
-
ɞɟɮɨɪɦɢɪɨɜɚɧɧɨɝɨ ɫɨɫɬɨɹɧɢɹ ɫɨɥɹɧɨɤɭɩɨɥɶɧɵɯ ɫɬɪɭɤɬɭɪ
Изучение условий формирования
солянокупольных структур и мантийных диапиров имеет большое научное и практическое значение. С ними связано распределение месторождений полезных ископаемых в земной коре. Кроме того, соляные структуры используются в качестве хранилищ нефти и газа, а также
©хранилищ
-
консервантовª термоядерных и других промышленных отходов.
Исследование медленных тектонических процессов проводится, как правило, на базе модельных уравнений ползущих течений Стокса в поле сил тяжести (гравитационная неустойчивость) с неизвестно
й заранее эволюцией поверхности раздела сред.
Численное моделирование формирования и развития соляных диапиров встречается с определенными трудностями при описании раздела слоев и их эволюции, особенно в развитой фазе. Подробная библиография приведена в [
4
7
]
.
Расчеты проводились консервативно
-
разностными методами с использованием монотонных разностных схем, либо методом конечных элементов. Не обсуждая достоинства тех или иных методов, заметим, что численное моделирование позволяет, детализировано оценить ки
нематические и силовые характеристики течения, что экспериментальными методами затруднительно. С появлением быстродействующих процессоров, позволяющих распараллеливать вычисления, появилась возможность рассчитывать трехмерные течения.
Постановка задачи; На
чально
-
краевая задача для уравнений, описывающих движение неоднородной сильновязкой несжимаемой жидкости в поле силы тяжести, в плоской постановке формулируется следующим образом. В прямоугольной области Ώ
требуется определить вектор скорости V
(
U,V
), давл
ение Р
., плотность ρ
, динамическую вязкость μ
в момент времени t
=
[0,T], удовлетворяющих системе уравнений:
(
3
-
1)
(
3
-
2)
(
3
-
3)
(
3
-
4)
(
3
-
5)
0 < ρ
2
≤ ρ
0
(
x, y
) ≤ ρ
1
(
3
-
6)
83
0 < μ
2
≤ μ
0
(
x, y
) ≤ μ
1
(
3
-
7)
(
3
-
8) Система уравнений (
3
-
1)
-
(
3
-
8) записан
а в безразмерном виде. Здесь U, V
-
соответственно горизонтальная и вертикальная составляющие скорости. Система уравнений (
3
-
1) -
(
3
-
3) описывает движение неоднородной сильновязкой
, н
есжимаемой жидкости в поле силы тяжести, т.е. течение Стокса, а уравнения (
3
-
4).
(
3
-
5) учитывают с
охранение плотности и вязкости в любой момент времени. Коэффициент А
равен отношению числа Фруда к числу Рейнольдса, А = v
*
.
U
*
/(
l
*
. g)
Здесь g -
ускорение
свободного падения, v
*
.
U
*
l
*
-
характерные параметры среды, соответственно кинематическая вязкость, с
корость и линейный размер области.
Численный метод решения; Для численного решения систем уравнений (
3
-
1) -
(
3
-
3) используется итерационный процесс, основанный на схеме расщепления по физическим процессам
[
4
8
,4
9
]
.
Для численного решения (
3
-
4) и (
3
-
5) исполь
зуется консервативная схема разности против потока [
50
]
, при этом шаг по времени т выбирается с учетом устойчивости и монотонности схемы.
После расчета скоростей перемещений V (U,V)
определяются напряжения σ
xx
, σ
yy
, σ
x
y
=
σ
y
x
по известным формулам гидроме
ханики.
Обсуждение результатов расчета; На рисунках 24
и 2
5
показаны изолинии нормальных σ
xx
, σ
yy
и касательных напряжений σ
x
y
=
σ
y
x
для двух различных безразмерных моментов времени в процессе роста соляного купола. Из рисунков видно, что экстремумы напр
яжений концентрируются вокруг соляного купола. Это надо учитывать при бурении и эксплуатации скважин, например из
-
за роста соли, возможно,
смятие обсадных колонн касательными напряжениями.
На фоне пластового давления девиаторы касательных напряжений в нефт
еносных пластах играют основополагающую роль при формировании нефтегазовых ловушек. Изменение же положения экстремальных значений девиаторов напряжений может указать направления миграции нефти, которая проявляется в том, что в подкарнизной части соляных ку
полов нефть внезапно исчезает в процессе добычи.
84
Рисунок
24 Напряженно
-
деформированное состояние для
безразмерного момента времениг=0.3. Параметры модели: μ
1
=2,6
.
10
19
г/(см
-
сек)
, ρ
1
=2,6
г/см
3
h
1
=6 км; μ
2
=2, 2.10
18
г/(см
-
сек), ρ
2
= 2,2 г/ см
3
h
2=3км.
85
Рисунок
2
5
-
Напряженно
-
деформированное состояние для
безразмерного момента времени t=0.5. Параметры модели: μ
1
=2,6.10
19
г /(см .сек), ρ
1
=2, 6 г/см
3
h
1
=6км; μ
2
=2,2
.10
18
г /(см
.
сек), ρ
2
=2,2
г/см
3
h
2
= 3км.
Рациональное использование распределения поля девиаторов напряжений позволит оптимально
разместить разведочные, вскрывающие, добывающие и вспомогательные скважины , позволяющие
вести как разведку, так и добычу углеводородов, с существенным сн
ижением материальных затрат, вследствие снижения вероятности разрушения скважин.
Сюда также относятся задачи оптимального размещения нагнетательных скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, повышение коэффициента нефтеотдачи пластов
[
4
9
]
. Могут б
ыть сформулированы з
адачи
фильтрации и вытеснения, выработаны меры по уменьшению смятия обсадных колон, с учетом неоднородного распределения девиаторов
напряжений. Наконец можно развить экологически безопасную технологию строительства глубоких и сверхглубо
ких скважин в солянокупольных структурах
.
Это не полный перечень тех приложений компьютерного моделирования формирования соляных диапиров, который, в конечном счете, приведет к эффективному повышению нефтеотдачи пластов.
86
3.2 ɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɢɧɧɨɜɚɰɢɨɧɧɨɝɨ ɫɩɨɫ
ɨɛɚ ɜɫɤɪɵɬɢɹ ɢ ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ ɩɨɞɫɨɥɟɜɨɝɨ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ
При бурении на нефть и газ применяются профили скважин: а) вертикальные, б) наклонно
-
направленные, в) горизонтальные. Горизонтальные скважины различаются на скважины с коротким
и, средними и длинными радиусами, а также по профилю: обычные, с тангенциальным участком, с горизонтально
-
волнистым стволом, с многоствольным разветвлением стволов [
51
,
52
]
. Разработка месторождения с горизонтальными скважинами осуществляется параллельно
-
ли
нейной; блочно
-
линейной; лучевой и радиально
-
лучевой многоярусной системой горизонтальных скважин.
Основным недостатком этих профилей является затруднительная работа забойных насосов.
Суть разработки инновационного способа вскрытия с J
-
образным профилем
для подсолевых месторождений на флангах соляного купола (АС №№22332, 25199, выданные патентным бюро Республики Казахстан 1997, 99 гг.)
в отличие от изложенного в [
53
]
заключается в следующем (рис. 2
6
).Вертикальные, округлые и горизонтальная части ствола скважины {
участки 0
-
1, 1
-
2, 2
-
3, 3
-
4 и 4
-
5
}
проводятся за зоной соляной толщи с диапирами высоких напряжений и тем самым скважина не подвергается разрушению Р
адиус полукруга, где начинается переход от вертикальной к горизонтальной час
ти ствола должен нахо
диться на уровне кровли
продуктивной залежи, а горизонтальная часть ст
вола {
2
-
3
}
параллельно подошве пласта.
В вертикальном участке
{
0
-
1
}
ствола, ниже уровня продуктивной толщи
{
точка 1
}
устанавливается добывающий насос для перекачки
скважинной продукции
от напорного стока из продуктивной толщи, стекаемого за счет пластовой энергии (рис. 26
).
87
Рисунок
26 -
Схема вскрытия подсолевых месторождений нефти на флангах соляного купола скважинами J
-
образного профиля При этом на у
частке {5
-
3}
будут действовать гравитационные силы и нефть, согласно закону сообщающихся сосудов поднимется до точки {
1
}
, где и следует устанавливать добычной насос. Предлагаемая инновационная схема вскрытия и разработки карнизных залежей позволяет вести разработку подсолевых месторождений нефти с минимальными затратами на ремонт скважин и с наиболее благоприятным размещением добычных насосов для их эффективной работы.
Такой профиль пред
лагается для добывающих скважин на площадях Узень, Жетыба
й, Каламкас и др. месторождений
Мангистауской области РК из ранее пробуренных скважин на заключительных этапах эксплуатации, для извлечения нефти из маломощных пластов, не п
одключенных ранее к разработке
.
Пр
едлагаемый пр
офиль
ствола скважины обеспечит: высо
кое качест
во и надежность скважины как объекта последующей эксплуатации;
бурение и крепление скважины с применением существующих
технологий и технических средств; минимальные затраты на
строительство скважины; во
зможность применения методов од
новременной эксплуатаци
и нес
кольких горизонтов при разработ
ке многопластовых месторождений нефти; безаварийное бурение
и крепление; минимальные нагрузки на буровое оборудование
при спускоподъемных операц
иях; надежную работу внутрисква
жинного эксплуатационного о
борудования; свобо
дное прохождение по стволу скважины приборов и устройств.
Проектирование профиля скважины заключается в выборе
тип
а и вида профиля, а также в определении необходимого для
р
асчета геометрии профиля
комплекса параметров, включающих про
ектные значения глуби
н
ы и отклонения ствола скважины
от вер
тикали; длину вертикального
и горизонтального участков
; значения предель
ных радиусов кривизны и углов наклона ствола скважины
,
в
определении места установки и раб
оты внутрискважиниого эксплуатаци
о
нного оборудования н
а проектной глубине.
Проектирование профиля скважины и п
роектирование дру
гих техн
оло
гических меропр
иятий, обеспечивающих его реализацю следует рассматривать в комплексе.
Другими словами, выбор того или иного профиля сква
жины
обусловливает в значительной ст
епени выбор способа буре
ния типа долота, гидравлической программы бурения, параметр
ов
режима бурения и наоборот.
На выбор типа профиля скважины оказывает влияние осна
шенность буровых предприятии специальными устройства
ми
для наклонно нанравленного бурения и т
ехнологической оснаст
ки низа бурильной колонны, а также средствами контроля за
параметрами ствола скважины и проводкой интервалов ор
и
е
н
тированного бурения.
Проектный профиль ствола скважины может включать (сверху вниз) вертикальный участок, участок нача
льного искривл
е
ния ствола скважины, танге
нциальный 88
участок, участки мало
интенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла ствола
скважины.
Для определения проекций
каждого участка профиля на вер
тикальную и горизонтальную оси необходимо знать радиус кри
ви
зны участка профиля, значения зенитных углов по его концам,
длину и угол наклона тангенциального участка, если он и
меет
ся.
Профили наклонно направленных скважин приведены на
рис. 27
{
1
-
8
}
, а формулы для определения проекций участков
профиля ²
в табл. 1
ɚ
ɫɱɟɬ ɩɚɪɚɦɟɬɪɨɜ
ɩɪɨɟɤɬɧɨɝɨ ɩɪɨɮɢɥɹ ɧɚɤɥɨɧɧɨ ɧɚ
ɩɪɚɜɥɟɧɧɨɣ ɫɤɜɚɠɢɧɵ о
существляется с помощью програм
мы "Проектный профиль", разработанной во ВНИИБТ.
Длина вертикальной сква
жины совпадает с глубиной, изме
ряемой по вертикали от ее устья. В наклонном бурении бы
ли
введены понятия ²
глубина скважины по вертикали и глубина
скважины по стволу.
В целях исключения неодно
значного толкования термина глу
бина скважины будем измерять ее только по вертикали.
Программой "Проектный профиль" предусмотрен расчет па
раметров двен
адцати видов профиля.
Для выполнения расчетов по программе необходимы следу
ю
щие параметры профиля наклонно направленной скважины:
проектная глубина скважины, т. е. глубина расположение
кровли или заданной точки продуктивного пласта, в которя
ю
нужно вывести
ствол скважины;
конечная глубина скважины;
смещение ствола скважины на проектной глубине;
длина вертикального участка
[
54
, 55
]
;
Рисунок
27
. Профили наклонно направленных скважин:
Н ²
глубина скважины; Нв ²
протяженность вертикального участка; А ²
отклон
ение ствола скважины; (Н
в
+
i
+ l
) ²
протяженность ствола скважины
[
54
, 55
]
.
89
Таблица
1
Формулы для определения проекций участков профиля
Вид участка
профиля
Проекция участка
Длина участка
горизонтальная
вертикальная
Вертикальный
H
B
H
B
Участок начал
ьного
искривления
Малоинтенсивное
увеличение зенитного угла
Малоинтенсивное
уменьшение зенитного угла
Тангенциальный
участок (известна
длина участка )
L
Тангенциальный
участок (известна его вертикальная
проекция Hr
)
Радиус кривизны участка начального искривления скважины
отклонителем; интервал установки внутрискважинного оборудования для
добычи нефти и максимальное значение зенитного угла в этом
интервале; макс
имальную величину зенитного угла на проектной глубине. Необходимо также знать технологические возможности используемых искривляюших КНБК. Указанных данных достаточно для определения кривизны
и зенитных углов по концам каждого участка профиля. В результате расчета может быть получена такая кривизна
участков профиля скважины, которая не может быть реализована имеющимися в распоря
жении бурового предприятия КНБК
[
55
]
.
Кроме того, полученны
е параметры скважины могут не уд
овлетворять поставленным услови
ям по зени
тному углу и интервалу
установки насосного оборудования и на проектной глубине. В этом случае необходимо повторить расчет с новыми исходными данными. В целях исключения повторных расчетов предусмотрена прогонка по зенитному углу в конце участка начального искривления в некотором заданном интервале. При этом с заданным шагом
будут рассчитаны все варианты проектного профиля скважины для установленного диапазона изменения зенитного угла
в конне участка, начального искривления
[
54]
.
90
Пример
.
Ниже приведены исход
ные данные для расчета
J
-
об
разного профиля вида 5
(см. рис. 27
).
Проектная глубина, м ....................
....................
2600
Смещение на проектной глубине, м
.
............
........
720
Конечная глубина, м
..........................
............
........
2675
Длина вертикального участка, м
.......
.....
.......
........
200
Радиус кривизны 2
-
го участка, м
.......
............
........
573
Интервал изменения начального угла, градус.......
8
-
10
Шаг изменения, градус
......................
............
........
1
Радиус кривизны 3
-
го участка, м
.......
............
........
5730
Угол в конце 3
-
го учас
тка, градус ............
........
....
12
Насосное оборудование для добычи нефти устанавливается в
инте
рвале 1200
-
1600
м. Зенитный угол в указанном диапазоне
не
должен превышать 20°.
В некоторых случаях ограничивается значение зенитного
угла скважины на пр
оектной глубине.
Вскрытие продуктивного пласта может осуществляться сле
дующим образом:
по касательной к последнему участку профиля;
с сохранением кривизны последнего участка профиля;
с любой заданной кривизной
[
55
]
.
Конструкция скважины включает:
кондуктор
диаметром 324 мм
.,
до глубины 500 м
.,
промежуточную КОЛОННУ
диаметром 245 мм
.,
до глубины
1400 м
.,
эксплуатационную колонну диаметром 168 мм
.,
до глубины
2675
м.
Ниже приведен следующий блок исходных данных, которые
необходимы для проверки всех заданных в
ыше вариантов проектного профиля на соответствие ограничениям по зенитному
углу в интервале расположения оборудования для добычи неф
-
ти на проектной глубине, а также дл
я расчета длины обсадных
колонн
[
54
, 55
]
.
Ограничение угла на проектной глубине, градус
...............
........
20
-
40
Интервал ограничения угла, м............
........
............
........
..........
1200
-
1600
Максимальный угол в интервале ограничения, градус............
..
20
Параметр кривизны ствола ниже проектной глубины -
1*
Итенсивность искривления ниже проектной глубины,
Градус
/10 м............
...
............
...
............
...
............
...
............
.....
-
0,5
Число контрольных точек профиля (от 0 до 9
............
...
............
.
2
Глубина контрольной точ
ки, м:
первой
................................
.............
............
...
..
............
...
.......
500
второй
................................
....................
............
...
..
............
...
...
1400
91
Таблица 2
Параметры проектного профиля
Номер
участка
Глубина
по вертикал
и, м
Длина, м
Смеще
ние, м
Зенитны
й
угол,
градус
ность ис
кривлещ,,
градус/10
ствола
интервала
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰵ
ﰰ
ﰰ
ﰷ
ﰰ
ﰸ
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰲ
ﰸ
ﰰ
ﰲ
ﰶ
ﰳ
ﰱ
ﰰ
ﰰ
ﰰ
ﰹ
ﰵ
ﰰ
ﰰ
ﰴ
ﰰ
ﰵ
Здесь число контрольных точек равно числу промежуточных
обсадных колонн, включая,
кондуктор.
Для бурения участка ск
важины, расположенного в продук
тивном пласте, использ
уется К
НБК без опорноцентрирующих устройств, при бурении которой зенитный угол уменьшается с
интенсивностью 0,5° на 10 м
.,
проходки.
Кроме кривизны и зенитного угла по концам каждого участка
профиля скважины для разработки проекта на бурен
ие необхо
димо знать его длину, а также вертикальную и горизонтальную
проекции.
Результаты расчета выдаются в виде табл. 2, в которой
указаны задаваемые и расче
тные параметры проектного профи
ля.
В табл. 2 длина кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн равна соответствен
но 504, 1433 и 2796
м
[
93]
.
Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, т. е. быть вогнутым
или выпуклым, а также бы
ть прямолинейным или волнообраз
ным. Горизонтальный участок в зависимости от угла падения
пр
одуктивного пласта мож
ет быть расположен под любым за
данным углом к вертикали, в том числе и под углом 90°.
Направляющая часть профиля горизонтальной скважины нее
горизонтальный участок могут рассчитываться отдельно. Однако они должны быть сопряжены друг с
другом.
Назначение направляющей части профиля горизонтальной
скважины заключается в выведении ствола под определенным
углом в точку продуктивн
ого пласта с заданными координа
тами. Поэтому при расчете этой части
профиля горизонталь
ной скважины кроме проектн
ой глубины и отклонения ствола
скважины от вертикали необх
одимо задавать значение зенитно
го угла на проектной глубине. Кроме того, как правило, задается
значение радиуса кривизны участка увеличения зенитного угла скважины
[
54
, 55
]
.
При дальнейшем изложении
приняты следующие условны
е
обозначения (рис. 28
):
Н
-
проектная глубина, направляющей части профиля скважины (глубина начала горизонтального участка);
92
А
-
проектное смещение профиля скважины на проект
ной
глубине;
α
-
зенитный угол на проектной глубине
(угол входа ств
ола
скважины в продуктивный пласт);
Рисунок
28
.Профили горизонтальных скважин
[
54
, 55
, 93].
Н
в
²
длина вертикального участка;
L
²
длина, тангенциального участка направляющей час профиля;
H
г
²
глубина в конце горизонтального участка;
А
г
²
смеще
ние скважины в конце горизонтального участц
а
.
г
²
зенитный угол в конце горизонтального участка; L
г
²
длина, горизонтального участка;
S
n
²
протяженность горизонтального участка;
T
1
²
угол охвата первого интервала волнообразного гориз
оц
тального участка;
T
²
предельное смещение горизонтального участка в поперечном направлении;
Т
1,
Т
2
²
предельное смещение двухинтервального горизоц.
тального участка в поперечном направлении вверх и вниз соответственно;
а
i
²
зенитный угол в конце г
-
го учас
тка профиля;
R
г1
,
R
г2
²
радиус кривизны первого и второго интервалов
волнообразного горизонтального участка соответственно:
R
г
²
радиус кривизны горизонтального участка.
Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решен
ии системы уравнений
проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси. При этом расчет профиля 93
горизонтальной скважины
сводится к определению длины вертикального участка и ради
уса кривизны одного из участков или длины тангенциального
участка
, если он имеется, при заданных остальных параметрах
профиля (см. рис. 31
)
[
54
, 93].
ɪɨɮɢɥɶ ɬɢɩɚ 1. Исходные данные для расчета: H
, А,
:
(3
-
9
)
(
3
-
10
)
ɪɨɮɢɥɶ ɬɢɩɚ 2. И
сходные данные для расчета:
:
(3
-
11
)
где
(3
-
12
)
Профиль типа
3
.
сходные данные для расчета: H,А,
, 1,R1,R3
(3
-
13
)
(3
-
14
)
Где Профиль типа 4
: Исходные данные для расчета: H, A,
, 1,
R
1,
R
3
,
, R
4
(
3
-
15
)
Где ;
;
; (
3
-
16
)
;
Профиль типа 5
. Исходные данные для расчета: H, A,
, 1,
R
1,
R
2
,
, (
3
-
17
)
Где ;
;
; (
3
-
18
)
;
Вертикальную и горизонтальную проекцию, а также длину
каждого участка профиля м
ожно рассчитать с использованием
известны
х формул, приведенных в табл. 1. Изложенная ниже методика 94
расчета профиля горизонтального участка скважины учитывает,
прежде всего,
цель строительства горизонтальной скважины, которая заключается
в продольном вскрыт
ии продуктивной части нефтегазосодержащего пласта. Поэтому геометрия горизонтального участка должна соответствовать форме той части пласта, где предполагается расположить горизонтальный участок. Другими словами, горизонтальный участок должен располагаться вдоль продуктивной части пласта и не выходить за границ
ы кефтегазосодержащей его части
[
54
, 55, 93].
Таким образом, основными параметрами, определяющими
г
еометрию горизонтального участка, являются следующие:
²
зенитный угол в начале горизонтального участка или
Управляющий угол;
S
п
²
протяженность горизонтального участка по пласту, т. е.
ина проекции горизонтального участка на касательную к началу
ГОРИЗОНТАЛЬНОГО участка;
T
1,
Т
2
²
предельные отклонения горизонтального участка в
поперечном направлении.
Прямолинейный горизонтальный участок
:
вертикальная проекция
; (3
-
19
)
горизонтальная проекция
(3
-
20
)
ɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɣ ɜ ɜɢɞɟ ɞɭɝɢ ɨɤɪɭɠɧɨɫɬɢ
радиус горизонтального участка ; (3
-
21
)
вертикальная проекция ; (3
-
22
) горизонтальная проекция
; (3
-
23
) зенитный угол в конце горизонтального участка
; (3
-
24
)
Длина горизонтального участка
; (3
-
25
)
ɚɫɱɟɬ ɩɚɪɚɦɟɬɪɨɜ ɩɪɨɟɤɬɧɨɝɨ ɩɪɨɮɢɥɹ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɨɣ ɫɤɜɚɠɢɧɵ осуществляется с помощью программы "Гори
зон
т
"
, разработанной во ВНИИБТ
.
Программой предусмотрен расчет пяти видов профиля горизонтальной скважины. Горизонтальный участок может быть
вып
олнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности,
пр
ямолинейным или 95
волнообразным.
Проектной глубиной горизон
тальной скважины H
явля
т
ся глубина нижней точки направляющей части профиля
Накопленный фактический материал по естественному искривлению позволил установить ряд общих закономерностей, учитывая которые буровики научились проходить скважины в строго заданн
ом направлении. Такие скважины получили название наклонно направленных. Искусственное отклонение ²
это направление ствола скважины в процессе бурения по определенному плану с доведением забоя до заданной точки. Искусственное отклонение скважин подразделяет
ся на наклонное многозабойное (разветвленно
-
направленное) и кустовое (многоствольное) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, разведку полезных ископаемых, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дефицит
ных материалов [
54
]
.
Искусственное отклонение применяется в следующих случаях:
1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим
сбросом или между двумя параллельными сбросами; 2) при отклонении
ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в на
правлении продуктивного
горизонта; 3) при проходке стволов на нефтяные пласты, залегающие
под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости; 5) при вскр
ытии продуктивных пластов,
залегающих под дном океанов, морей, рек. озер, каналов и болот;
6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7
)
при проходке скважин на продукт
ивные пласты, расположенные под
участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги,
холмы, горы); 8) при необходимости ухода в сторону новым стволом,
если невозможно ликвидировать аварию в скважине; 9) при забуряванни
второго ствола для взяти
я керна из продуктивного горизонта; 10) при
необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и
ликвидации; открытых выбросов; 11) при необходимости перебуривания
нижней части ствола в эксплуатационной скважине; 12) при вскрытии
продуктивно
го пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;
13) при кустовом бурение на равнинных площадях с целью снижения
капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков
разбури
вания месторождений; 14) при бурении с целью газификации
строго по угольному пласту и с
целью подземного выщелачивания
[
55
, 93]
.
Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при
бурении скважин на нефть, газ и тверд
ые полезные ископаемые
(рис. 29
).
К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на
нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении.
Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурен
ие
не исчерпало своих резервов. Возможность горизонтального смещения
96
забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт)
позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы
бурения. Техническое усовершенствование наклонного бурения
явилось
базой для расширения многозабойного и кустового бурения.
Рисунок
29
1
-
Примеры применения наклонного бурения скважин 1 ²
проходка с морского основания 2 ²
разбуриванне морского нефтяного месторождения
с берега 3 ²
отклонение ствола скважи
ны от сбросовой зоны (зоны разрыва) по направлению к нефтеносному участку 4 ²
проходка наклонной скважины забон которой будет расположен под участком не доступным для установки буровой 5 ²
бурение на нефтяные пласты моноклинального типа 6 ²
бурение вспомог
ательной наклонной скважины для ликвидации пожара или открытого фонтана 7 ²
уход в сторону при аварии 8 ²
проходка
наклонных скважнн в районе замывания соляного купола Н
²
нефть В ²
вода Г ²
газ С ²
соль
[
55
]
.
Профили обычного типа являются наиболее распр
ост
раненными
и их следует максимально использовать при бурении наклонно направленных
скважнн. Их применяют при разбуриванни месторождений
платформенного и складчатого Рисунок
30
. Профили наклонно направленных скважин обычного типа
[93]
.
типов, г
де влияние геологических
условий на самопроизвольное искривление ствола сравнительно невелико, а также при бурении наклонно направленных скважин в малоизученных районах, где закономерности естественного
искривления
ствола неизвестны.
При бурении скважин сп
ециального назначения профили могут
отличаться от приведенных типов.
97
Рисунок
31
Профиль (а)
и план (б) наклонно направленных скважин пространственного типа
[
5
4
].
Профили наклонно направленных скважин пространственного т
ипа представляют собой кривую, напоминающую спиральную линию (рис.
31
)
Скважины такого профиля следует бурить
в тех районах, где велико
влияние геологических усло
вий
. Профили пространственного типа широко применяют при бурении
наклонно направленных скважин
в Грозненском и Краснодарском
районах, геологические условия которых характеризуются сложной
структурой с нарушениями типа надвига и поднадвига.
Выбор конфигурации профиля сводится к определению очередности бурения участков, обеспечивающих наиболее благоп
риятные
условия проводки наклонно направленной скважины.
Местоположение отдельных участков профиля и их протяженность определяют исходя из следующих положений
[
5
5
]
.
Первый вертикальный участок
располагается в верхней части
скважины на всю глубину спуска ко
ндуктора, а иногда ниже возможного динамического уровня нефти в скважине, в интервалах,
где встречаются осыпи, обвалы и т. п.
Длина первого вертикального участка должна быть не менее
40
²
50 м. Окончание этого участка следует по возможности приурочить
к усто
йчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный
угол 5
²
6°.
Длина первого вертикального участка наклонно направленных
скважин, которые бурят по профилю I, II, III и IV типов, для снижения
затрат времени на ориентированный спуск бурильного инструмент
а
должна быть минимальной, а для скважин, проводимых по профилю
V типа, наоборот,
²
максимально возможной, что позволит сократить
длину второго участка, в котором осуществляются работы с откло
н
ителем
[
93
]
.
Профили пространственного типа рассчитывают по мето
дике
ГрозНИИ и объединения ©Краснодарнефтегазª на основе анализа
зенитного и азимутального искривления стволов ранее пробуренных
иа даииой площади скважин в зависимости от способа и режима
бурения, типоразмеров долот и забойных двигателей, КНБК
-
Расчет свод
ится 98
к поинтервальиому определению сверху вниз
конечного угла искривления и гор
изонтального смещения забоя
соответственно по формулам
[
55
].
(
3
-
26
)
(3
-
27
)
где h
l
²
мощность i
-
го интервала ствола, м; i
l
²
интенсивность
естественного изменения зенитного угла на 100 м проходки в i
-
м интер
-
вале, градус/100 м; -
1,
²
зенитные углы в начале и конце /
-
го интер
-
вала, градус. Для первого интервала -
1
=0.
Результаты расчета по приведенным формулам и анализа азимутального искривления скважии с учетом проектных да
нных рассчитываемой
скважины сводятся в таблицу, которая состоит из следующих граф:
интервала бурения, зенитного угла в конце интервала, горизонтального
смещения забоя за интервал, азимута горизонтального смещения,
примечания. По этим данным строят горизон
тальную и вертикальную
проекции скважины снизу вверх (от забоя к устью). Вертикальную
проекцию строят в плоскости, проходящей через устье и забой скважины.
Для переноса на карту точки устья скважины совмещают забой
скважины на карте с забоем горизонтальной
проекции, построенной
на кальке.
При выборе проектного искривления скважины возможны три
случая: геологические условия в месте заложения скважины неизвестны
или неблагоприятны для искривления, они известны и благоприятны
для искривления, они известны и бл
агоприятны для искривления
в некоторых интервалах. В первом случае необходимого искривления
скважины достигают с помощью отклоняющих компоновок, а во втором
и третьем ²
путем максимального использования естественных условий
искривления скважин.
Бурение скв
ажин по профилям этого типа осуществляют
очень
редко, поэтому специалисты
-
буровики могут подробнее ознакомиться
с расчетом в соответствующих работах [
5
6
]
.
3.3 ɛɨɫɧɨɜɚɧɢɟ ɦɟɬɨɞɢɤɢ ɜɵɛɨɪɚ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɝɨ ɫɩɨɫɨɛɚ
ɜɫɤɪɵɬɢɹ ɢ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɩɨɞɫɨɥɟɜɨɝɨ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧ
ɢɹ.
Для выбора эффективных способов вскрытия и разработки подсолевого месторождения нефти необходимо первоначально исходить из постановки цели, а именно повышать нефтеотдочу или интенсифицировать добычу, снижать капитальные или эксплуатационные расходы, у
меньшать степень воздействия на окружающую среду или исключить полностью загрязнение окружающей среды При этом следует учесть, что все указанные цели и мероприятия для их достижения могут носить комплексный 99
характер,
то есть мероприятия выполняют функци
ю достиженгия всех целей, начиная от вскрытия и первоначального момента добычи до полу
чения готового прод
у
кта, т.е нефти ( газа) . Так, например, при обычных способах вскрытия и разработки подсолевых месторождений нефти и газа на суше и море отмечаются большие проблемы с ремонтом скважин в процессе их экспл
уатации вследствие наличия высоких напряжений и массиве г де скважина пересекается
в
случаях применения инновационных методов повышения нефтеотдачи пластов следует предусматривать такие способ
ы вскрытия,
при которых будет максимально использоваться естественй режим работы пласта
[65]
. Следует отметить, что во всех случаях, то есть при повышении нефтеотдачи пластов или интенсификации
добычи
необходимо исходить из оценки эффективности компле
кса мероприятий на этапе
вскрытие -
доб
ыча ±
сбор и подготовка
по конечному результату.
В соответствии с клас
сификацией способов вскрытия и разработки
, при одном и том же процессе, например, при
всрытии и добыче, можно ис
пользовать несколько групп способо
в вскрытия и технологий добычи
, то есть
, например,
А, Б, В. Причем, каждая из групп имеет несколько подгру
пп, а именно от одной до нескольких
. В одну же подгруппу могут входить множество способов
и технологий
.
В представ
ленной ситуации возникает задача выбора наиболее рациональных из множества способов
и технологий
не только при одном каком
-
то технологическом процессе, но и в совокупности от
вскрытия
-
добычи до получения готовой продукции, т.е. нефти или газа
. Для выбора наиболее рациональных способов
вс
крытия
или технологий добычи
при за
данных горногеологических условиях
рассмотрим возможность сравнения их по определенным технико
-
экономическим показателя
м. Как уже отмечалось, вскрытие пластов и добыча сопровождается изменением состояния скважин и плас
тов и возможностью загрязнения окружающей среды
. Все это влияет на условия безопасности
ве
-
дения работ и объемы извлечения нефти и газа
[6
6
]
.
При этом в условиях обычных способов
вскрытия и добычи и подготовки
полезных ископаемых уменьшается произ
водител
ьность труда за счет вынужденных простоев, увеличиваются количественные и качественные потери
, снижается ценность добытого минерального сырья , повышаются технологические затраты и в конечном итоге падает рентабельность разработки месторождения
. Способы
вс
крытия и разработки
можно сравнить по совокупности указан
ных технико
-
экономических показателей, принимаемых в качестве критериев. Сравнение по множеству показателей дает возможность более объективного выбора рациональног
о способа вскрытия и разработки, а
также технологии добычи в конкретных горно
-
геологических условиях. При сравнении способов вскрытия и технолгий разработки по множе
ству равноценных критериев можно использовать метод нормативных отклонений [
65, 66
, 67
]
. Для этого выбирают несколько ра
вноценных кри
териев К
1
, К
2
, К
3
, ... по которым будут оцениваться М конкурентоспо
собных способов и
ли технологий добычи
. 100
Численные зна
чения технико
-
экономических показателей для сравниваемых
спосо
бов вскрытия итехнологий добычи
вычисляются и представляют
ся в виде таблицы, в которой все критерии для одного способа заносятся в виде столбца. Таким образом, получается матрица значений выбранных крите
риев по сравниваемым способам вскрытия и технологиям добычи
, то есть
(3
-
2
8
)
Каждый столбец этой матрицы характеризует определенный спо
соб вскрытия ил
и технологию добычи и образует вектор столбец. Сравнивая между собой полученные векторы К
1
, К
2
, ... , К
M
необхо
димо в этой матрице найти
такой вектор Кj0, который бы сооответствовал максимальному эффекту по совокупности всех крит
е
риев от применения способа вскрытия или технологии добычи.
При выборе такого вектора Кj0 применяется следующий алгоритм
[66]
.
1
.
Выбираются критерии К
1
, К
2
,...
., К
n
.
2
.
По каж
дому из сравниваемых способов вскрытия или технологии добычи вычисляются значения всех критериев,
и оставляется матрица (3
-
2
8
).
3
.
Из всех значений каждого критерия
по всем сравниваемым способам
вскры
тия и технологиям добычи
выбираются наиболь
шее и наименьшее значения. В зависимости от смысла критерия, лучшее его значение обозначается через
.
4
.
По
каждой 1
-
ой строке матрицы (3
-
2
8
) вычи
сляются абсолютные отклонения значений критерия от лучшего значения этого критерия по всем способам
вскрытия или
технологии добычи
:
. Затем находится отношение этого отклонения ко всему диапазону изменения зна
чений данного критерия
(3
-
2
9
)
Из всех полученных значений составляется матрица относитель
ных отклонений
(
3
-
30
)
101
Для каждого столбца матрицы (3
-
30
), соответств
ующего опреде
ленному способу вскрытия или технологии добычи
, вычисляется норма вектора отклонений
[6
6
, 6
7
]
(3
-
31
)
5
.
Тот способ вскрытия или те6хнолгия добычи
,
для которого норма отклонений окажется меньше, и будет соответствовать лучшему варианту решения поставленной
задачи для способа вскрытия и технологии добычи
.
6
.
Изложенные выше расчет
ы производят для всех сравниваемых вариантов вскрытия и технологий добычи
7
.
Комплекс меро
приятий по всрытию и технологии добычи будет наи
более рациональным для всей технолог
ической цепи "вскрытие
-
добыча ±
подготовка
-
транспортировка
-
переработка
" при условии
(3
-
32
)
где R
В
, R
Д
, R
ПО
, R
Т
, R
ПЕ
-
нормы векторов отклонений соответственно при
вскрытии, технологии добычи, подготовке
, транспортировке и перерабтке н
ефти или газа.
Для использования предлагаемой методики выбора рационально
го комплекса меропри
ятий при разработке месторождений нефти или газа
требуется установление равноценных технико
-
экономических показателей всех сравнимаемых спо
собов
вскрытия, техн
ологий добычи, подготовки, транс
п
ортировки и переработки
[65
]
.
ɟɯɧɢɤɨ
-
ɷɤɨɧɨɦɢɱɟɫɤɢɟ ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɢ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɜɧɟɞɪɟɧɢɹ ɤɨɦɩɥɟɤɫɚ ɦ
ɟɪɨɩɪɢɹɬɢɣ ɩɨ ɜɫɤɪɵɬɢɸ, ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɢ ɞɨɛɵɱɢ
:
Для экономической оценки эффективности внедрения комплекса мероприятий
по управле
нию вскрытием
,
технологией добычи, подготовки, транспортировки и переработки принимается величи
на экономического эффекта, определяемого по формуле [
67
]
.
(3
-
33
)
где -
сумма ущерба, нан
осимого предприятию при отсутствии эффективных способов
всрытия, технологий добычи , подготовки , транспо
ртировки и переработки
нефти или газа
, $/год; -
сумма затрат при внедрении
эффективных способов
вскрытия, технологий добы
чи, по
дготовки , транспортировки и переработки
нефти или газа
, $/год; Е -
102
нормативны
й коэффициент эффективности ка
питальных вложений; -
сумма удельных капитальных вложений на разраб
отку и внедрение эффективных способов вскрытия
,
технолог
ий добычи, подготовки, транспортировки и перерабтки , $/год; -
сумма годовых извлекаемых запасов нефти
, т/год.
Величину для месторождений, где
ведется обычная добыча , можно представить в следующем виде
где Y
1
-
ущерб от сни
жения извлечения нефти из недр
, $/год; Y
2
-
ущерб от колич
ественных потерь нефти
пр
и ава
р
иях в периоды добычи, подготовки ,
транс
портировки
и переработки
, $/год; Y
3
-
ущерб о
т простоя работ при авариях в периоды добычи , $/год; Y
4
, -
ущерб от
повышения себестоимости вскрытия
, $/год; Y
5
-
ущерб от снижения процента извлечения геологических запасов
; Y
6
-
ущерб от потерь нефти при авариях на
скважинах в периоды разведки, вскрытия
, добычи
, $/год; Y
7
-
убытки от загрязнения окруж
ающей среды скважинной продукцией
, $/год; Y
n
, -
прочие статьи ущерба, приобретающего част
ный характер, $/год. Значение Y
1
можно рассчитать по формуле [
68].
(3
-
34
)
где
и
-
масса
добытой нефти соотв
етственно до и после внедрения эффективных способов вскрытия, технологий добычи, подготовки , транспортировки и переработки в i
-
ый период
времени, т/год; Ц
g
-
вало
вая ценность 1т балансовых запасов
нефти
, $/т; С
H
-
затраты, которые на потерянное полезное ископаемое еще не понесены, $/год.
С целью снижения
указа
нных ущербов требуется разработка и внедрение эффективных
способов
вскрыт
ия
,
технологий добычи нефти , подготовки , транспортировки и переработки. При этом необходимы затраты для опреде
л
ения которых представим их в следующем виде
[67].
(3
-
35
) Где 3
1
........
...
-
затраты
на разработку и внедрение эффективных способов вскрытия, технологий добычи, подготовки , транспортировки
,
переработки, предотвращ
ения
загрязнения окруж
ающей среды и т.д
, $/год.
Как было показано в формуле (3
-
33
) затраты на в
недрение эффективных способов можно представить как
103
(3
-
36
)
где С
i
-
эксплуатационны
е расходы п
ри внедрении эффективных способов вскрытия и технологий добычи подготовки , транспортировки и преработки нефти
, $/год.
[67].
Отметим, что при использовании комплекса мероприятий по
управлению вскрытием,
добычи
, подготовки
и кончая получени
ем г
отовой продукции при переработке
, следует подбирать таким образом, чтобы была минимальной.
[6
8
].
Капитальные вложения на разработку и внедрение комплекса
эффективных спо
собов
вскрытия и технологий добычи, подготовки, транспортировк
и и переработки
представим также в виде
(3
-
37
)
где К
1
-
n
-
капитальные вложения на разработку и внедрение
эффективных способов
вскрытия, добычи подготовки тран
спортировки и переработки. К капитальным вложениям следует отнести расходы на разработ
ку способов
, приобретение и сооружение специального оборудования, необходимого для реализации мероприятий по управл
е
нию
вскрытием,
добычей ,подготовкой, транспортиров
кой и переработкой нефти.
Одним из важнейших технико
-
экономических показателей являет
ся коэффициент рентабельн
ости использования способов всрытия и управления добычей подготовкой и т.д
, определяемый как
[6
8
].
(3
-
38
)
где V
-
суммарная стоимость полезных компонентов, д
ополнительно извлекаемых из нефти
при использовании предлагаемых способов и средств управле
ния добычей
, $/т.
Таким образом, определив все технико
-
э
кономические показатели п
рименения способов
и средств управления вскрытием добычей и т.д.,
можно по мет
одике, изложенной в разделе 3.2, выбрать наиболее оптимальный
к
омплекс мероприятий для всей технологической цепи "
вскрытие
-
добыча -
псеработка".
Разработ
анная методика выбора способов и средств управления добычей нефти по многим критериям основана на достаточно хорошо пробированном методе норматив
ных отклонений. Эта методика поз
воляет выбрать наиболее рацион
альные способы вскрытия и средства управения те
хнологией добычи нефти для всей цепи технологического цикла ©
вскрытие
-
добыча -
п
ереработкаª
. О
дним из важных критериев, который 104
уч
итывается в разрабо
анной методике, является ущерб от загрязнения окружающей среды
[67
, 68
].
3.4. ɰɟɧɤɚ ɧɟɤɨɬɨɪɵɯ
ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɟ
ɣ ɷɤɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɯ ɤɪɢɬɟɪɢɟɜ ɜɵɛɨɪɚ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɵɯ ɫɩɨɫɨɛɨɜ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɩɨɞɫɨɥɟɜɵɯ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ ɧɚ ɩɪɢɦɟɪɟ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ ɚɲɚɝɚɧ.
После катастрофического нефтегазового выброса в Мекс
иканском заливе (20 апреля 2010
г.), на ликвида
цию которого ушло 87 дней, по аме
риканскому теле
видению 16 июня с телеобращением к нации выступил президент США Барак Обама: ©Эта утечка уже стала самой страшной экологической катастрофой, с которой сталкивалась Америка. Но, в отличие от урагана или землетрясения, она длится не минуты и не дни. Милли
оны галлонов нефти, вытекшей в залив, больше похожи на эпидемию, с которой нам предстоит бороться долгие месяцы и даже годы. Энергетическая политика Амери
ки не выдерживает никакой критики, так длиться не может, мы полностью реформируем эту о
трасль в пла
не ее безопасностиª. Если американские и английские нефтяные компании не могут обеспечить безопасную добычу углеводородов у себя, где пластовое давление в месторождениях в разы ниже, чем у нас, на шельфе Каспийского моря, возможны ли безаварий
ные работы в казахстан
ском секторе Каспийского моря
[94, 95].
При взрыве на буровой платформе компании ©Бри
тиш Петролеумª в Мексиканском заливе было выбро
шено в атмосферу и водную среду 5 млн.
баррелей или 795 тыс. тонн нефти. Скорость выбросов достигала
200
км/ч, температура ±
400
°С
, давление -
8 тонн на 1 см
2
. Погибли дельфины, киты; популяции кра
бов, устриц и креветок исчезли на пять лет. Нефть попала в Атлантический океан и Гольфстрим. В Мексиканском заливе пострадало все морское со
общество, включа
я морское дно
[94
].
Первый катастрофический нефтегазовый выброс в атмосферный бассей
н произошел в Казахстане в 1985
г.
,
при освоении Тенгизского месторождения нефти. Ликвидировали аварию в течение 398 дней. При этом высота пламени достигала 300 м
.
, диаметр -
50 м
.
, воздух у скважины нагревался до 1500
°С, почва вокруг скважины ²
до 440
°С. Было разлито .3,4 млн.
тонн нефти, 1,7 млрд.
м
3
.,
горючих газов, в том числе 516 тыс. т H
2
S (или 1,0 млн.
S02), 850 т меркаптаны (высокоядовитые химические вещества), 1,0 м
лн.
т не
-
сгоревших углеводородов и 900 тыс. т сажи. При этом толь
ко птиц погибло около 200 тысяч
[
95].
Если сравнивать материалы по катастрофическим выбросам нефтяных флюидов Мексиканского залива и Тенгизского месторождения, то имеем, что за сутки ликвидац
ии в среднем были выброшены на Мексикан
ском -
9138 тонн и на Тенгизском месторождении 8548 тонн нефти. Массовое количество выбросов нефтяных флюидов в обоих регионах примерно совпадает [
57
].
В настоящее время разрабатываются небывалые за всю историю нефтя
ной промышленности Казахстана гигантские подсолевые высокосернистые месторож
дения нефти и газа на шельфе Казахстанской 105
части Каспийского моря. Для предупреждения возможных чрезвычайных ситуаций надо изучить механизмы и предрасположенность отдельных террит
орий к про
явлениям катастрофических явлений. Анализ показы
вает, что чрезвычайные ситуации возникают там, где земная кора, вмещающая гигантские нефтяные резер
вуары, более активная, неспокойная, происходят тек
тонические подвижки.
По данным геофизических исследований, прове
денных западными нефтяными компаниями струк
туры (резервуары) нефтяных месторождений ©Каша
-
ганª, ©Кайранª, ©Актотыª, Королевское и Тенгизские месторождения представляют собой единую сложную зону, длиной около 160 км
.
, шириной -
40 км
.,
с
отдель
ными пережимами. Очевидно, в пределах этой зоны будут открыты новые залежи углеводородов, в т.ч. и газовые месторождения
[70]
.
Таблица
3
Основные данные
Месторождения
Кашаган
Кайран
Актоты
Королевское
Тенгиз
Глубина залегания, м
4000
-
5500
3200
-
5500
3600
-
5000
4000
4000
-
5500
Пластовое давление, МПа
80
-
110
70
-
100
80
-
100
80
80
-
110
Пластовая температура, °С
110
-
130
110
-
130
110
-
130
110
-
130
110
-
130
Содержание серо
-
водорода (ЯД в %
19
-
22
16
-
20
22
16
19
-
23
Все подсолевые нефтяные резервуары предста
в
ляют собой ©гигантскую пороховую емкостьª с ано
мально высоким давлением, температурой и большим содержанием сероводородов (таблица
3
).
Сами нефтяные р
езервуары на глубинах 4000
-
5500
м, занимающие суммарные площади 3154 км
2
акватории и побережья моря, нах
одятся в стрессовом состоянии, под колоссальным внутрипла
-
стовым давлением 80
-
110 МПа. Нарушения умерен
ного статического состояния гигантских нефтяных резервуаров могут спровоцировать:
-
природные землетрясения;
-
техногенные землетрясения;
-
технологические
нарушения процессов бурения и эксплуатации месторождения.
По данным института сейсмологии территория Атырауской области, включая акватории Каспийского моря, отнесена к участкам земной коры с возможны
ми проявлениями землетрясений магнитудой 6 баллов по шк
але Рихтера. Именно здесь в тектонически
-
активных
участках земной коры расположены крупные нефтяные подсолевые месторождения нефти и газа.
Современная активность разломов в пределах Тен
гизского месторождения 106
(по вертикали) достигает 5 см
.,
в год. Она была
установлена путем многократно
го инструментального нивелирования.
На восточном побережье Казахстанского сектора Каспийского моря в конце апреля 2000г.
,
произошло масштабное проседание земной поверхности. В ре
зультате нисходящих тектонических движений ока
за
лись затопленными огромные участки месторождений ©Каламкасª и ©Каражамбасª. Под водой оказались бо
лее, ста скважин. При этом береговая линия смести
лась на десятки километров.
Таким образом, безудержное освоение колоссаль
ных подсолевых углеводородных ресурсов Казахстан
ского сектора Каспийского моря будет происходить в условиях сильных природных геодинамических и
тех
-
ногенных
факторов.
Риски возникновения природных
землетрясений -
существенны.
Возникновение опасности и техногенных земле
трясений растет
, ибо на Тенгизском месторождении с 1993г.
,
во всевозрастающем объеме ведется добыча углеводородных ресурсов. Закачки воды или газа для заполнения освобождающейся пустоты и трещин до
сих пор ведется
недостаточно
. Это обстоятельство обусловлива
ет умеренно
е нарушение статического состояния недр [
58
]
, ведущих к следующим геофизическим процессам:
-
падение внутрипластового давления по перифе
рии нефтяных резервуаров;
-
изменение фазового соотношения углеводород
ных систем;
-
изменение температурного режима состо
яния нефтяных резервуаров.
Бурение первой скважины на ©Каш
аганеª началось 11 августа 1999
г.
,
Зимой 2000
г.
,
была вскрыта пер
вая подсолевая толща с гигантскими запасами нефти и газа -
38 млрд баррелей, или 6 млрд тонн, из них извлекаемых около 10 млрд барре
лей нефти. Наши опасения по возникновению техногенных землетрясе
ний реальны и вполне ожидаемы. Это подтверждает
ся декларацией ©Аджип ККОª о намерениях развить освоение месторождения ©Кашаганª, где отмечается, что ©...Планируемое развитие морской нефтедоб
ычи на шельфе Северного Каспия будет исчисляться не го
дами, а многими десятилетиямиª.
Еще в 2002
г.
,
Президент Республики Казахстан Н. Назарбаев ставил условие добыть раннюю нефть ©Кашаганаª, расположенного на шельфе Северного Каспия, только после полного обеспечения экологи
ческой безопасности природной среды. Однако, ©Ад
жип ККОª еще далек от решения актуальной эколо
гической проблемы по сохранению легко уязвимой природной среды в районе добычи нефти ©Кашаганаª, но стремление добыть раннюю нефть любой цен
ой у ©Аджип ККОª остается на первом плане.
С 2000г.
,
по настоящее время периодически обна
руживаются маслянистые пятна протяженностью в не
сколько километров, зачастую скрываемы
е нефтяни
ками. Так, зимой 2000
г.
,
при испытании скважины № 1 произошли выбросы
, взрыв
ы и пожары. А весной
-
летом 2000
г., по сообщениям министерства охраны окружаю
щей среды Казахстана, в Каспийском море загадочным образом погибли 10,5 тыс. тюленей. Независимые ка
захские экологи говорили о 30 тыс. погибших тюленей
[
59
]
.
107
Определенную опасность представляют 19 место
рождений, на кото
рых расположено 1485 пробуренных
скважин, находящихся в зоне затопления и подтопления Каспия. Некоторые из них дают течь; весьма опасны 150 скважин, расположенные в прибрежной части моря.
Слишком м
ало выделя
ется средств на их ликвнд
ацию (25 млн тенге в 2009г
. -
на ликвидацию 20 скважи
н).
Выступая на III Астанинском эко
номическом фору
ме (8 июля 2010
г.), Президент PK Нурсултан Назарбаев заявил: ©Недавняя катастрофа в Мексиканском заливе
это предупреждение о те
х печальных последствиях, которые ждут нас, если в погоне за экономическим рос
том мы будем игнорировать вопросы экологии и кли
мата. Мир нуждается в новых экологически безопасных технологиях, быстром обмене ими и в более широком использовании воз
обновляем
ых источников энергииª.
В связи с этим Глава государ
ства подчеркнул, что на одном из недавно прошедших саммитов ООН Казахстан выступил с инициативой соз
дания новой экологической декларации, так называемо
го ©зелено
го мостаª между Европой и Азией
[94, 95]
.
При этом следует отметить уникальность месторож
дения ©Кашаганª, находящегося в мелководной казах
станской зоне Северного Каспия богатой биоресурса
ми и кормовой базой, на путях миграции рыб
и птиц. З
десь биомасса на единицу площади примерно в 1,5
-
2 раза
больше, чем в осталь
-
ной части моря. Особо уязвимая казахстанская часть от общего объема воды всего моря составляет лишь 0,94% при площади 27,73% от всей площади моря (более 398 тыс. км
2
), при средней глубине 6,2 м. Если вылить тонну нефти в единицу объем
а в разных частях моря, летальная концентрация здесь достигается гораздо бы
стрее. Это требует бережного отношения к морю, со
-
хранению его биоресурсов и недопущения в будущем массовых заболеваний и отравления всего живого
[70]
.
Каспийское море обладает без
мерной красотой, многообразием экосистем и богатыми запасами при
родных ресурсов, до настоящего времени не полно
стью изученных и не используемых рационально. Ка
спийское море имеет климатообразующее значение и уникально тем, что донесло реликтовую флору и
фау
ну, в том числе крупнейшее в мире стадо осетровых рыб (90% мирового запаса). В Каспийском море оби
тает более 500 видов растений и 850 видов животных. Каспий является главнейшим миграционным путем и местом обитания водоплавающих и береговых птиц.
В де
йствительности, казахстанский берег Каспия более низок и очень схож с низкими болотистыми берегами Луизианы, которая сильно пострадала от нефтяного разлива. Здесь, на берегу Каспия находят
ся заповедные водно
-
болотистые угодья, напротив месторождения ©Каша
ганª расположен государствен
ный природный резерват ©Ак Жайыкª, где обитают редкие виды рыб, птиц и животных. В случае анало
гичной катастрофы в Каспийском море, с помощью нагонных ветров нефть может попасть на болотистое прибрежье, где собрать ее будет уж
е невозможно. Бо
лотистая почва легко, впитает в себя нефтяную смесь, и уникальная природа Касап погибнет
[
95]
.
108
К сожалению, загрязнение акватории Каспийского моря продолжается. Только ТОО ©Тенгизшевройлª выбросило в атмосферный fiwiTìin более 1 м
лн тонн з
агрязнителей. При этом
, на одну тонну добы
той нефти приходится 7.07т
вредных веществ,основу которых составляют оксиды серы, азота, сер
-
ная и азотная кислоты. В результате, в восточной части акватории моря происходит уменьшение водо
родного показателя рН. Различие между экстремаль
ными значениями рН в изученном регионе моря до
стигает 1,59 (от 8,4 до 6,81), что свидетельствует о реальном закислении морских вод.
Согласно общепринятым расчетам, на каждый мил
лион тонн добытой в мире нефти приходится в сред
не
м 131,4 тонны потерь. Исходя из ожидаемой добы
чи 70
-
100 млн т, в целом по Каспию мы будем иметь потери не менее 13 тыс. т в год, причем большая часть придется на Северный Каспий.
Места строительства перерабатывающих комплексов,
как на море, так и на суше,
являются, легкоранимыми
участками со своеобразными сооб
-
ществами рыб, птиц, животных и растительности. На этих участках впервые в истории северо
-
восточного Каспия, предстоит физическое разрушение нетрону
тых донных отложений при строительстве искусствен
н
ых островов, прокладке трубопроводов и движении транспортных средств. Реальный ущерб природной среде от этих операций определить невозможно.
На Тенгизе огромные массивы элементарной серы, хранящиеся в открытом виде, являются постоянным и все увеличивающимс
я источником загрязнения окру
жающей среды. В результате деятельности серобакте
рий с поверхности серных массивов выделяется серная кислота. Под воздействием загрязнений нефтегазового комплекса заболеваемость населения близлежащих поселков составляет 90% п
ри средней продолжитель
ности жизни 46 лет,
а заболеваемость населения Аты
рауской области выросла на 50%, что является резуль
татом локальной экологической катастрофы
[
60
]
.
Неминуемость экологической катастрофы в казах
станском секторе Каспийского моря обу
словливает на
сущную необходимость создания в кратчайшие сроки независимого экологического центра с рабочей груп
пой из ученых и специалистов Казахстана и западных н
ефтяных компаний с ц
елью проведения постоянного комплексного мониторинга и анализа экологич
еского состояния на основе данных аналитической лабора
тории. Существующая система экологического мони
торинга и научных исследований на Каспии является громоздкой и малоэффективной, допускающей мани
пулирование информацией и обществ
енным мнением. И
нформа
ц
ионная система наблю
дений должна быть
максимально гибкой, децентрализован
ной, пригодной для постепенного вовлечения широкой общественности в управление
природными ресурсами. Она должна
будет выявлять антропогенную составляю
щую всех изменений на фоне пр
иродных процессов.
В задачу исследований должно входить
[
60
]
:
1) наблюдение за факторами воздействия и состоя
нием среды, оценка фактического состояния морской среды, прогноз состояния окружающей природной среды и предупреждение возможных чрезвычайных ситу
аций 109
методом комплексного изучения механиз
мов предрасположенности отдельных территории к проявлениям катастрофических явлений;
2)
обеспечение равновесия между сохранением,
защитой биоресу
рсов и проведением нефтяных опе
раций, добычей угл
еводородного сырья на море, раз
работка комплекса мер по ограничению закисления
огромной площади (около 8000 км
2
) восточной аква
тории Каспийског
о моря и решение вопросов возме
щения ущерба, оказываемого нефтяными компаниями
водной среде и биоресурсам;
3
)
внедрение международны
х стандартов по оценке воздействия проводимых нефтяных операций, в том числе предоставление объективных данных о кон
центрациях высокоопасных ядовитых загрязнителей, меркаптанов, введение ограничений на глубинные раз
работки более 8
-
10 тыс. м, обеспечение нормативно
-
правовой базы охраны окружающей среды и комплекс
ного планирования, управления прибрежной зоной;
4
)
ведение контроля по
объему изъятых из недр земли углеводородов и эффективных объемов,
закачи
ваемых в нефтяные горизонты воды и газов, контроль з
а проведением захоронений жидких промышленных отходов в недрах, в результате которых нарушается статическое состояние недр;
5
)
разработка модели чрезвычайных ситуаций на шельфе и их ликвидации за кратчайшие сроки, а так
же методики расчетов по полному возм
ещению эколо
гических ущербов, наносимых природной среде при проведении работ и аварийной ситуации;
6
)
обеспечение комплексного мониторинга по совре
менным методикам математического моделирования, охватывающего максимум показателей, предсказы
вающих эколог
ическую катастрофу, нормативно
-
пра
вовой базы охраны окружающей среды и комплексно
го планирования, управления прибрежной зоной;
7
)
разработка комплекса мер по ограничению стро
ительства скважин, искусственных островов, морских буровых платформ, трубопрово
дов, по объемам добы
чи нефти, исходя из экологической чувствительности казахстанского сектора Каспийского моря к внешнему воздействию, новых правил
и способов
эксплуатации прибреж
ных и морских месторождений нефти и газа, а также высокие штрафные санкции за загрязнения, аналогич
-
ные стандартам ведущих нефтяных государств Евро
пы (Норвегия, Швеция и другие).
Необходимость создания профессионального цент
ра ученых и специалистов обусловлена тем, что воз
можные последствия новых аварий на морских место
рожден
иях ©Кашаганª, ©Кайранª и ©Актотыª будут значительно более тяжелыми, чем Тенгизская ката
строфа по следующим причинам
[57]
:
-
все морские месторождения расположены в мел
ководной зоне (1,0
-
5,0 м), в связи с чем, даже подъ
ездные пути к местам нефтегазовых выбросов пред
ставляют большую сложность; возможно рытье тран
шей и каналов к месту аварии для прохода плавучих средств и техники;
110
-
горячая вода вокруг скважины распространится на многие километры, уничтожая биоресурсы моря, тяжелые остатки нефти будут ос
аждаться на мор
ское дно. В составе морской воды произойдут необ
ратимые изменения. Погибнут ценные породы рыб,
-
появятся рыбы и животные, приспособленные к за
грязненной среде. Морские воды приобретут свой
ства сточной воды;
-
произойдут изменения химиче
ского состава мор
ской воды. Химические соединения (сероводород, окис
лы серы, азота, углерода, меркаптаны) трансформиру
ются и перейдут в другие соединения. Высокая темпе
ратура, выходящая из недр земли, может служить есте
ственным катализатором, ускоряющ
им все химические реакции в морской среде, что приведет к гибели водной растительности, планктона, рыб, тюленей и птиц;
-
резко возрастет заболеваемость населения, живу
щего в сотнях километров от места аварийных неф
тегазовых выбросов на побережье моря. С
ледует от
метить, что велик риск возникновения чрезвычайных выбросов одновременно в нескольких скважинах в ре
зультате естественных и техногенных землетрясений
[
60
]
.
Из
-
за близорукости наших руководителей компа
ний и их юристов при заключении контрактов на
до
бычу углеводородного сырья биологические ресурсы Каспийского моря, как и жители близлежащих райо
нов, не имеют международной защиты. Они не застра
хованы международными правовыми организациями, т.е. за потерю ихтиофауны, всего живого и здоровья людей з
ападные компании, добывающие нефть, не не
сут никакой юридической и финансовой ответствен
ности. До сих пор неизвестно, кто и как будет разде
-
лять ответственность, если в казахстанском секторе Каспийском моря, произойдет авария на нефтяных платформах. Стра
хования в авторитетной междуна
родной компании, как этого требовали независимые казахские экологи, не сделано.
Если в Северной Америке имеются значительные запасы нефти и газа, а правительства этих стран нг спешат извлекать большие объемы углеводородно
го сырья, составляющие неприкосновенные запасы страны на будущее, почему же наше руководители нефтяной отрасли столь опрометчиво без соблюдения элементарных правил безопасности, страхования био
логических ресурсов и здоровья людей идут на необо
-
снованные риск
и
.
Возможно, это безудержная жажда наживы, ли
бо экологическая безграмотность
Как показывает мировая история, подобную не
прозрачную дея
тельность и игнорирование эколо
гических норм международные транснациональные компании практикуют в странах третьего мира.
Что касается настоящих реалий, нам остается только со
глашаться. Ведь действительно, за период суверени
тета мы, казахстанцы, потеряли 25% лесного массива, значительными темпами идет процесс деградации и опустынивание степей, т.е. мы, в значительной степе
ни опережая африканцев XIX века, разрушаем окру
жающую среду. Ведь пустыня Сахара когда
-
то тоже была зеленым континентом
[
95]
.
111
Как пишет академик НАН РК М. Диаров: ©В Кас
пийском бассейне природа сама испытывает челове
ка, давая выбор. Либо сверху уникаль
ное сообщество рыб и животных, сформированного более 200 млн лет в замкнутом морском бассейне, либо внизу на глубине 4000
-
5000 м
.
, опасные по условиям разработки и составу колоссальные ресурсы ©черного золотаª с самым ядовитым составом растворенного серово
дорода (19
-
22%), ядовитых меркаптанов четырех модификаций и многими букетами токсикантовª.
Однако, несмотря ни на что, мы выбрали нефть. Природа знает лучше, и, возможно, будет мстить нам за потерю миллиардных биологических ресурсов ка
тастрофическими явле
ниями мирового масштаба. А ведь уникальные виды рыб, осетровых, могущих раз
множаться только в акватории шельфа этого моря, являются неисчерпаемыми запасами биоресурсов, при правильной технологии разведения их успеш
ным воспроизводством могли бы любоваться
наши внуки и правнуки. В спешном порядке извлекая угле
водородное сырье, мы в самое ближайшее время не только исчерпаем его зап
асы, но и погубим редкие эндеми
и планеты, оставив самое неприятное впе
чатление о казахстанцах, как самых жестоких губи
-
телях ун
икального живого, чем нас щедро наделила природа. Мы уже вошли в этот список, как страна, потерявшая дрофу и стрепета, распахав уникальные степи, вытеснив этих птиц с нашей территории. Сей
час пожинаем эти плоды, выбрасывая миллиарды на защиту от саранчовы
х, отравляя все живое, когда в природе эти виды птиц держали это хрупкое равно
весие, питаясь ими и разоряя их гнезда. Поразительно, но факт, что ни один из националь
ных парков и заповедников республики, призванных на научной основе производить реинтродук
цию, не имеет в своем составе даже одного ученого
-
биолога, кандидата наук, не говоря о первых руководителях. Тогда как во всем мире этот процесс поставлен на научную основу
[
60
]
.
Всестороннее изучение и комплексный монито
ринг, проводимый в районе Каспийск
ого моря, на
правлен, в первую очередь, на сохранение уникаль
ной экосистемы Каспия и минерального (преиму
щественно углеводородного) сырья. В то же время уникальность Каспийского моря, как крупнейшего в мире места обитания осетровых рыб, выводит его пробл
емы не только на межгосударственный, но и на глобальный уровень, и сохранение биологического
разнообразия Каспия становится предметом особой заботы всего мирового сообщества.
Таким образом
, исследования биоресурсов шельфа и анализ сотен первоисточников оте
чествен
ных и зарубежных ученых, касающихся рисков воз
никновения катастроф от нефтегазовых выбросов при освоении казахстанского сектора Каспийского моря, позволяют сделать следующие выводы.
1. Несмотря на уникальные биологические ресур
сы и опасность пров
едения масштабных нефтяных операций, крупнейшие страны мира (США, Англия, Франция, Италия, Россия, Китай) и Казахстан заинте
-
ресованы в длительной разработке нефтяных место
рождений шельфа Каспийского моря.
112
2. Если наше Правительство в лице Министерства о
храны окружающей среды не организует независи
мую рабочую группу из отечественных ученых и спе
циалистов западных компаний по комплексному мо
ниторингу, рано (возможно уже в следующем году) или поздно в акватории Казахстанской части Каспий
ского моря произ
ойдут катастрофические нефтегазо
вые выбросы. На ее ликвидацию потребуется от двух до нескольких месяцев.
3. В дальнейшем цикл ©Бурение, добыча + ката
строфические нефтегазовые выбросы +ликвидация + добычаª будут повторяться. После каждого цикла токсичност
ь морской воды увеличится и станет более опасным ее воздействие
н
а окружающую среду [
57
]
.
4.
Экологические катастрофы, происходящие в
акватории Каспи
йского моря, получат межгосудар
ственный резона
нс. При этом перелетные, гнездя
щиеся и зимую
щие птицы акватор
ии, общим коли
чеством свыше 10 млн особей, пострадают, а часть
погибнет. Значительная часть, мигрируя, разнесет
болезни по многим водоемам, морям и континентам
земного шара. Про
цесс будет постоянным. В резуль
тате этих катастроф токсичные облака загрязненно
й
морской воды поднимутся в верхние слои атмосферы
до озонового слоя
Земли и воздушным потоком пере
несутся на значите
льные пространства, образуя кис
лотные дожди, уничтожающие леса, степи и многие
компоненты окружающей среды.
Д
ля осуществления разведки и нефтедобычи, а также для проведения комплексных мероприятий по охране окружающей среды шел
ьфа Северо
-
Каспийского бассейна нами предлагается г
идротехническое сооружение для Северо
Каспийского бассейна, выполненное в виде искусственного острова из грунта, вы
нутого в процессе углубления шельфа Северного Каспия или устья заиленной части реки в шельфе, пологие берега которого по периметру засыпаны ракушечником, отличающееся тем, что в теле острова оставляются вертикальные цилинд
рические полости диаметром 1,5
-
6
м
в местах предполагаемого бурения скважин, закрепленные металлической или железобетонной трубой, а сверху ракушечника отсыпаются отходы добычи биологически активных минеральных полезных ископаемых кварца, шунгита, бентонита, глауконита для постоянной очис
т
ки морской воды вокруг острова ( Рис.
32
)
Изобретение относится к области строительства искусственных островов специального назначения для осуществления разведки и нефтедобычи, а также для проведения комплексных мероприятий по охране окружающей среды шель
фа Северо
Каспийского бассейна.
Известно гидротехническое сооружение, выполненное в виде искусственного острова из камня (Атырау энциклопедия: Очистка каспийского канала
-
Атамура, 2000, с. 150).
Недостатком указанного сооружения является его низ
кая надежнос
ть вследствие усадки
и образования трещин в сооружении. Кроме того использование камня, пригодного для строительства стен зданий и сооружений, является нерациональным.
113
Наиболее близким, по сути, является гидротехническое сооружение для Северо
Каспийского б
ассейна, выполненное в виде искусственного острова из грунта, вынутого в процессе углубления шельфа Северного Каспия или устья заиленной части реки в шельфе, берега острова выполнены пологими и по периметру засыпаны ракушечником (Предварительный патент РК (19) КЗ (13) А (1 1) 13438 Опубл, в Б.И. №9, 15.03.2003).
Недостатком указанного изобретения является то, что оно не улучшает экологическое состояние вод вокруг искусственно возведенного острова в процессе его эксплуатации и не исключает попадание загрязня
ющих веществ в море при усадке и образование трещин в сооружении при проведении буровых работ, за счет больших нагрузок.
Задачей изобретения является разработка гидротехнического сооружения в виде искусственного острова, на котором не будут образовываться трещины при бурении, доступного материала, улучшающего экологическое состояние вод вокруг острова в процессе его эксплуатации
[
95]
.
Техническ
ий результат
-
повышение
надежности
сооружение за счет предотвращения усадки грунта и образования трещин в сооружении
-
достигается тем, что в гидротехническом сооружении в месте проведения бурения скважины оставляется цилинд
рическая полость диаметром 1,5
-
6
м, укрепленная металлической или железобетонной трубой вокруг которой отсыпается грунт, вынутый в процессе у
глубления шельфа
Северного Каспия или устья заиленной части реки в шельфе.
При этом берега сооружения выполнены
пологими и по периметру засыпаны отходами
ракушечника,
а
сверху
ракушечника
некондиционными отходами добычи биологически активных минеральных полезных ископаемых кварца, бентонита, шунгита, глауконита, которые очищают и улучшают биологическ
ое качество воды вокруг острова
.
Использование цилиндрической полости позволяет уменьшить нагрузку на тело острова при бурении скважин, что исключает образова
ние трещин. Кроме того, при авариях вытекшая нефть будет изолирована от попадания в полость острова и затем в море и может откачиваться в специальную емкость при ремонтно
-
восстановительных работах.
Использование отходов добычи биологически активных минерал
ьных полезных ископаемых (кварца, бентонита, шунгита, глауконита или других) позволяет одновременно решать проблему очистки и улучшения качества морской воды вокруг острова и утилизации отходов добычи ракушечника, и биологически активных минеральных полезн
ых ископаемых (кварца, шунгита, бентонита, глауконита или других).
При этом обеспечивается высокая техническая и экологическая надежность сооружения и не требуется значительных материальных затрат.
114
1
-
слой из биологически активной породы (бентонит,
кварц, шунгит, глауконит или др.) 2
-
слой из ракушечника
3
-
грунт, вымытый в процессе углубления шельфа или поймы реки 4
-
железные или железобетонные ограждения 5
-
цилиндрическая полость для бурения скважин 6
-
морская вода 7
-
морское дно
.
Рисунок
32
. Э
кологичес
ки безопасный насыпной остров
[
57
]
.
При разработке нефтяных месторождений на шельфе нами предлагается повысить
нефтеотдач
у
пластов за счет улучшения условий фонтанирования и надежности работы скважин, а также увеличение числа вскрывающих скважин
, обеспечение постоянной добычи нефти с применением фонтанного и гравитационного режимов эксплуатации скважин на месторождениях
[
60
]
. Решение предлагаемой технической задачи
достига
ется тем, что с использованием насыпного острова (
Рис.
32
) описанного выше
проводится шахтный ствол с г
лубиной Н ниже залегания пласта (
Рис.
33
)
От ствола проводится горная выработка, называемая квершлагом, с уклоном в сторону ствола для обеспечения самотека скважинной жидкости. Из квершлага разбуриваются восстающие вертикал
ьные или наклонные скважины для вскрытия и разработки пласта, позволяющие эксплуатировать скважины в гравитационном режиме в процессе истощения давления в пласте. При этом количество скважин будет практически не ограничено, а производительность скважин буд
ет определяться по формуле:
,
где: к -
средняя проницаемость по пласту; -
эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;
-
среднее пластовое давление; -
динамическая вязкость нефти;
115
r
k
-
радиус контура нефтеносности;
r
с
-
радиус скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений нефти, в том числе на шельфе, для повышения нефтеотдачи пластов и предотвращения з
агрязнения окружающей и морской среды.
Известен способ разработки шельфовых месторождений нефти при котором сооружаются искусственные острова из различных строительных материалов и на этих островах производится бурение разведочных и добывающих скважин, сбо
р и подготовка нефти (Предварительный патент РК (19) КЗ (13) АН 13438 опу
бликовано в Б.И. №9, 15.03.2003
г.).
Недостатком аналога является то, что все морские операции, начиная с возведения островов, бурения скважин, добычи и кончая сбором, подготовкой и тр
анспортировкой нефти воздействуют на морскую среду на шельфе, принося громадный ущерб флоре и фауне морского шельфа.
Близким по технической сущности является способ с использованием шахтного горизонтального направления ,пройденного с берега моря, из труб б
ольшого диаметра, из которых бурятся скважины в непосредственной близости от дна акватории на расстоянии, обеспечивающем защиту конструкции скважины от воздействия торосистых и ледяных образований и судов (Кульчицкий В. Траектория скважин определяет будуще
е разработки нефтегазовых месторождений. Научно
-
технический журнал © Технологии ТЭКª, август 2006, стр. 44
-
50). При этом горизонтальное направление выполнено из труб большого диаметра, позволяющего установку нескольких кондукторов с боковым и центральным в
ыходом для бур
ения добывающих скважин
[
57
]
.
Недостатком прототипа является невозможность увеличения нефтеотдачи при естественных (фонтанных) режимах эксплуатации скважин, пройденных сверху вниз
[
60
]
, возможность разрушения горизонтального шахтного направле
ния и скважин в целом, расположенных в непосредственной близости от дна акватории, при геодинамических явлениях (проседание, разрушение), возникающих за счет выработки запасов нефти и газа, что опасно загрязнениями морской среды. Кроме того,
из шахтного го
ризонтального направления, указанного в прототипе конструкции, число проводимых добывающих скважин ограниченно и нет возможности применения гравитационн
ого режима эксплуатации скважин
.
Технической задачей предполагаемого изобретения является повышение нефт
еотдачи пластов за счет улучшения условий фонтанирования и надежности работы скважин, а также увеличение числа вскрывающих скважин, обеспечение
постоянной добычи нефти с применением
фонтанного
и
гравитационного режимов
эксплуатации скважин на шельфов
ых месторождениях и исключение вредного воздействия нефтяных операций на морскую среду.
Решение предлагаемой технической задачи достига
ется тем, что на насыпном остролве
проводится шахтный ствол 1 с глубиной ниже залегания пласта нефти Н (фиг.2).
От ствола
проводится горная выработка 2, 116
называемая квершлагом, с уклоном под углом,
а в сторону ствола для обеспечения самотека скважинной жидкости. Из квершлага разбуриваются восстающие вертикальные или наклонные скважины 3 для вскрытия и разработки пласта, позво
ляющие эксплуатировать скважины в гравитационном режиме в процессе истощения давления в пласте. При этом количество скважин будет практически не ограничено, а производительность скважины будет определяться по формуле:
где: к -
средняя проницаемость по пласту; -
эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;
-
среднее пластовое давление; -
динамическая вязкость нефти;
r
k
-
радиус контура нефтеносности;
r
с
-
радиус ск
важины.
Так как скважины и квершлаг находятся ниже пласта, то на них не будет воздействовать геодинамический фактор, а следовательно не будет их разрушения в процессе эксплуатации месторождения. Кроме того,
при вскрытии месторождения в случае возникновения
выбросоопасных ситуаций не будет происходить прямого выброса газов, нефти и пластовой жидкости в окружающую морскую среду, т.к. они будут скапливаться в квершлаге и стволе.
Пример расчета выполнен для условий разработки одного из месторождений Казахстана.
Исходные данные по горизонту I:
-
глубина залегания пласта -
Н=300 м -
средняя проницаемость по пласту -
к=1377,4
мД=1377,4* 10
-
15
м
2
-
плотность нефти в пластовых условиях -
ρ
н = 885,6кг /м
3
-
эффективная нефтенасыщенная толщина пласта -
=11,2 м
-
среднее пластовое давление -
=2,7 МПа
-
динамическая вязкость нефти -
= 620 мПа * с
-
радиус контура нефтеносности -
r
k
=1300 м (залежь круговая, с параметрами -
2,7x2,5 км)
-
r
с
=160*10
-
3
м*е 0,5
= 263*
10
-
3
м. Подставляя соответствующие значения в
формулу (1) получаем новый дебит для нашей скважины:
117
По расчетам видно, что дебит скважины увеличивается в 14 раз по сравнению с текущим фактическим дебитом, равным 0,3 м
3
/с
ут.
Можно сделать вывод, что данная инновационная технология является высокоэффективной для извлечения не только легких
,
но и высоковязких, тяжелых нефтей.
Предложенный способ разработки нефтяного месторождения обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов за
счет улучшения фонтанирования и использования гравитационного режима эксплуатации скважин, позволяет увеличить количество и надежность работы скважин
, т.к скважины не пересекают соляные диапиры
и может применяться при освоении как шельфовых так и обычных месторождений без воздействия на морскую и окружающую среду
[
60
]
.
1
-
насыпной остров; 2
-
шахтный ствол; 3
-
квершлаг; 4
-
восстающие скважины;5
-
подошвенная вода; 6
-
пласт нефти.
Рисунок
33 Инновационный способ вскрытия и разработки месторождения Каша
ган на СевероКаспийском шельфе
.
ɵɜɨɞɵ ɩɨ ɝɥɚɜ
ɟ
1.
Разработан инновационный способ вскрытия подсолевого месторождения -
образным профилемскважины , пройденной во вмещащих породах вне зоны располоения соляных масс с активными физикомеханическими напряж
ениями
;
2.
Дано обоснование и разваботка методики выьора эффективного способа вскрытия подсолевог
о месторождения нефти
;
118
3. Дана оценка некоторых показателей экологического критрия для выбора эффектвныых способов разработки подсолевых месторождений на при
мере местородения Кашаган
and
4. Разваботан инновацинный способ вскрытия и эксплуатации подсолевого месторождения на шельфе Каспийского моря
.
119
ɘɑ
На основании
выполненных теоретических исследований мож
но сделаль следующее заключение
: 1.
По результатам расмотреного материала основные месторождения с образованием солянокупольных структур приурочены к прикаспийской впадине. Основными
типами нефтегазовых месторож
дений являются месторождения рифогенных выступов и крупных куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, как правило, ненарушенных. 2. Ведущими типами залежей в подсолевых отложениях, чаще всего, являются массивные, значительно реже встречаются пластово
-
ма
ссивные и пластовые сводовые залежи. Интервалы глубин залегания подсолевых продуктивных комплексов колеблются от 2700
-
3600 (
Жанажол
) и 3900
-
4200 (Астраханское газоконденсатное месторождение) до 3800
-
5500 и более Тенгиз, Карашыганак
. В подсолевых отложениях
Прикаспийской провинции выявлены нефтяные гиганты Тенгиз, Кашаган, нефтегазоконденсатный гигант Карашыганак, газоконденсатное Астраханское месторождение и крупные нефтяные и газоконденсатные месторождения: Жанажол
(нефть, конденсат, газ), Кенкияк
(нефть),
Имашевское (конденсат, газ), Урихтау
(конденсат, газ), Алибекмола
(нефть).
Газоконденсатные подсолевые месторождения имеют высокое содержание (выход) конденсата от 580 г/м³ (Астраханское ГКМ) и 614 г/м³ (
Жанажол
) до 644 г/см³ и более (
Карашыганак
).
3. Хар
актерной особенностью подсолевых газоконденсатных и нефтяных залежей является высокое содержание в них свободного и растворенного (попу
тного) сероводорода (от 1 до 24
%), что усложняет их разработку.
Но сероводород с другой стороны, является ценным химическ
им сырьем для получения дешевой серы. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции наблюдаются жесткие термобарические условия. Так на глубине 5,5
км
.,
пластовое давление в залежах колеблется от 65 до 105 мПа (АВПД).
Превышение пластового давления над г
идростатическим достигает 1,95. Температура в залежах достигает 110°С
²
120
°C, что соответствует геотермическому градие
нту в интервале 0 ±
5500
м.
4.Результаты проведенных ранее экспериментальных исследований на физических моделях хорошо отража
ют реальную картину размещения соляно
-
купольных структур в Прикаспийской впадине и могут быть использованы при составлении математических моделей для описаниния механизмов образования и процессов происходящих в соляно
-
купольных структурах при их формирован
ии. 5. Дана оценка влияния различных факторов на процесс оброзования соляных куполов 6. составлена математическая модель и доно еѐ решение численным методом, позволяющие прогнозировать формы и размеры образующихся солыных куполов (ловушек нефти)
120
7. Р
ассчитанные формы и размеры соляных куполов хорошо отражают фактическую картину их состояния в Северо
-
Касийской впадине и могут быть использованы в процессах поиска, разведки и разработке углеводородов (нефти и газа)
8. Разработан инновационный способ вск
рытия подсолевого месторождения -
образным профилемскважины , пройденной во вмещащих породах вне зоны располоения соляных масс с активными физикомеханическими напряжениями 9. Дано обоснование и разваботка методики выьора эффективного способа вскрытия
подсолевого месторождения нефти.
10. Дана оценка некоторых показателей экологического критрия для выбора эффектвныых способов разработки подсолевых месторождений на примере местородения Кашаган.
11. Разваботан инновацинный способ вскрытия и эксплуатации
подсолевого месторождения на шельфе Каспийского моря
121
ɩɢɫɨɤ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɧɵɯ
ɥɢɬɟɪɚɬɭɪɧɵɯ ɢɫɬɨɱɧɢɤɨɜ
1
.
Гулиев Н.С. Федоров Д.Л., Кулаков С.И.. ±
Нефтегазоносность Каспийского региона. ±
Баку, ©
Nafta
-
Press
ª, 2009, 409 стр.
2
.
Место
рождения нефти и газа Казахстана. Справочник. ±
Под. ред. А.А. Абдулина, Э.С.Вазалевского, Б.М. Куандыкова ±
М., ©Недраª, 1993, 247 стр.
3
.
Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В. ±
Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря.
-
М
., ©Недраª, 2004, 342 стр.
4
.
Вenard H. Les Tourbillons cellulaires dans unc nappe liquide. Revue generale des Sciences pures et appliques et bulletin, sc. II, N 23
²
24, 1900, р. 1261
²
1271; 1309
-
1328.
5
.
Rayleigh Lord. Investigation of the character of the equilibrium of an in
-
compessible heavy fluid of variable density. Scientific Papers, Cambridge
at the Universtiy press
, 1900
, p
. 200
²
207.
6
.
Rayleigh Lord. On Convection Currents in a Horizontal Layer of Fluid, when the Higher Temperature is on the under Side. Philosophical Magazine, ser. 6, vol. 32, 1916, p. 527
²
546.
7
.
Taylor G. J. The instability of liquid surfaces when accelerated in a direction perpendicular to their planes. Proc. Roy. Soc., vol. 201, ser. A, 1950, p. 192
²
196.
8
.
Arrhenius Sv. Z
ur Physik der Salzlagerstätten. Meddel. K. Vetenskabsakade
-
JTliens, Nobelinstitut. Bd. 2, N 20, 1912, 25 p.
9
.
Nettleton L. L. Fluid mechanics of Salt domes. Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., vol. 18, N 9, 1934, p. 1175
²
1204.
10
.
Hubbert M. R. Theory of scale mod
els as applied to the study of geologic structures. Geo. Soc. Amer. Bull., vol. 48, N 10, 1937, p. 1459
²
1520.
11
.
Dobrin M. B. Some quantitative experiments on fluid salt dome model and their geological implications. Trans. Amer. geophys. Union, vol. 22, N 2, 1941, p. 528
²
542.
12
.
Nettleton L. L. Recent experimental and geophysical evidence of mechanics of saii dornt formation. Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., vol. 27, N I, 1943, p. 51
²
63.
13
.
Nettleton L. L., Elkins T. A., Geologic models made from granular materials
. Trans. Amer. Geophys. Union, vol. 28, 1947, p. 451
²
466.
14
.
Кирпичев М. В. Теория подобия. М., Изд
-
во АН СССР, 1953, 96 с.
15
.
Danes Z.F.
Mathematical formulation of salt dome dynamics. Geophysics, vol. 29. N 3. 1964, p. 414
²
424.
16
.
Biot M. A. and Ode H. Theory of gravity instability with variable overburden and compaction. Geophysics, vol. 30, N 2, 1965, p. 213
²
227.
17
.
Seling F. A theoretical prediction of Salt dome patterns. Geophysics, vol. 30, N 4, 1965, p. 633
²
643.
18
.
Seling F. and Wermund E. G. Families of salt dome
s in the Gulf Coastal Province. Geophysics, vol. 31, N 4, 1966, p. 726
²
740.
122
19
.
Китык В. И. Условия образования соляных структур. Киев, Изд
-
во АН УССР, 1963, 291 с.
20
.
Ramberg H. Fluid dynamics of layerd systems (in the field of gravity on theo
retical basis for certain global structures) and isostatic adjustment. Physics Earth and Planetary interiors, vol. 1, N 2, 1968, p. 63
²
87.
21
.
Ramberg H. The Scandinavian Caledonides as studied by centrifuged dynamic models. Bull. Geol. Inst. Univ. of Uppsala, vol. 43, N 4
²
5, 1
966, p. 3
²
72.
22
.
Wunderlich H. G. Inverse Dichteverteilung in der Erdkruste
-
Ursachen und tektonische Auswirkungen. Neues Jahrb. Für
Geologie und Paläont.
Monatschefte, Hft. 1, Stuttgart, 1967
, p
. 1
²
27
, alb
. 7.
23
.
Сычева
-
Михайлова А. М. О механизме тектоничес
ких процессов в ус
ловиях инверсии плотности горных пород. ©Геотектоникаª, 1969, № 4, с. 47
²
60.
24
.
Сычева
-
Михайлова А. М. Моделирование процесса формировании дмапиропых куполов и астенолитов с помощью центрифуги. ©Геотектоникаª, 1970
.
№ 1, с. 30
²
40.
25
.
Сычева
-
Ми
хай ловаА. М. Некоторые закономерности механизма фор
мирования соляных структур в Прикаспийской впадине. Сб. ©Вопросы геономии. Кора и верхняя мантия Землиª. Под ред. В. В. Белоусова, А. В. Вйхсрта. М., изд
-
во МГУ, 1972а, С. 146
²
168.
26
.
Сычева
-
Михайлова А. М.
Моделирование процесса формированиясоля
-
ных структур па твердых пластичных материалах с применением центрифуги.
В сб. ©Тектоника Сибириª, т. 5. (Принципы тектонического районирования. Тектоническая
терминология и систематика. Тектонические эксперименты.)
М.
©Наукаª.
1972Б, с. 287
²
292.
27
.
Trusheim F. Uber Halokinese"und ihre Bedeutung für die strukturelle Entwck
-
lung Norddeutschlands. Z. Deut. Geol. Ges., Bd. 109, Hannover, 1957, p. 111
²
158.
28
.
Trusheim F. Mechanism of salt migration in northern Germany. Amer. A
ssoc. Petrol. Geol. Bull., vol. 44, N 9, 1960, p. 1519
²
1540.
29
.
Кононов Ю. С, Джумагалиев Т. Н. Особенности формирования и рас
пределения соляных куполов в Прикаспийской впадине в связи с их нефтегазонос
-
ностыо. В сб. ©Условия образования и особенности соляно
купольных структурª. Киев, изд
-
во ©Наукова думкаª, 1966, с. 111
²
119.
30
.
Murray G. E. Geology of Atlantic and Gulf coastal province of North America. Harper and Bros., New York, 1961, 692 p.
31
.
Белоусов В. В. Земная кора и верхняя мантия материков. М., ©Наукаª, 1
966. 123 с.
32
.
Белоусов В. В. Основные вопросы геотектоники 2 изд. М., Госгеолтехиздат, 1962, 60Й с.
33
.
Косыгин Ю.А., Основы тектоники нефтеносных областей. М.: Гостоптехиздат, 1995, 511с.
34
.
Рамберг Х. Сила тяжести и деформаций в земной коре. Пер. с англ. ±
М.: Н
едра, 1985, 400с.
123
35
.
Woid W.D., Neugebauer H.J. Finite element models of density instabilities by means of bicubic spline interpolation.
-
Phys. Earth Planet. Inter., v. 21, 1980, p. 176
-
180.
36
.
Орунханов М.К., Танирбергенов А.Г. Численное моделирование процесса формирования нефтяных соляных куполов. // Нефть и газ, 2000, №2, с. 25
±
37.
37
.
Белоцерковский О.М. Численное моделирование в механике сплошных сред. М.: Наука, 1984, 520c.
38
.
Роуч Х. Вычислительная гидродинамика. М.: Мир, 1980, 616с.
39
.
Конищев В.С. Соляная тектон
ика Припятского прогиба. ±
Минск: Наука и техника, 1975. 40
.
Позднякевич З.Л. Геология и нефтегазоносность запада Восточно
-
Европейской платформы. К 70
-
летию БелНИГРИ / З.Л.Позднякевич, А.М.Синичка, Ф.С.Азаренко и др. ±
Минск: Беларуская навука, 1997.
41
.
Истомин А.И. Методика разведки ловушек в приштоковых зонах ДДВ / А.И.Истомин, И.Ф.Брынза, Т.С.Ципуло и др. // Геология нефти и газа. ±
1983. ±
№ 3.
42
.
Воронин Н.И., Осинский Г.Д., Круглов Ю.И. Поиски газа на соляных куполах юго
-
западной части Прикаспийской впадины //
Геология нефти и газа. -
1979. №5.
-
С. 22
-
26.
43
.
Шкарубо С.И., Шипилов Э.В. Тектоника Западно
-
Арктической платформы // Охрана и разведка недр. № 9, 2007. С. 32
-
47.
44
.
Кудряшов А.И. Верхнекамское месторождение солей. ±
Пермь: ГИ УрО РАН, 2001.
45
.
Кусов Б.Р., Дзайнуко
в А.Б. Генетические типы соляных куполов. 2008.
46
.
http://www.vipstd.ru/gim/content/view/814/262/ 47
.
Мартынов Н.И., Танирбергенов А.Г. Численное моделирование формирования соляных диапиров в земной коре. Математический журнал, 2006, т.6, №1, 67
-
73с.
48
.
Г.Р.Бекжано
ва.Алматы: Изд. ©КазГЕОª,Геология регионов Каспийского и Аральского морей./ Под ред. 2004,472с.
49
.
Хаиров Г.Б. Экологически безопасная технология строительства глубоких разведочных скважин. М.: Изд. ВНИИОЭНГД 1996,204с.
50
.
Айталиев
Ш.М©, Кудайкулов А.К., Мардонов Б.М. Механика прихвата бурильных колонн в нефтегазовых скважинах. Атырау
-
Алматы: Изд. ©Эвероª, 1999, 82с.
51
.
Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М., Недра, 1969.
52
.
Калинин А.Г., Григорян Н
.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. Справочник. М, Недра, 1990.
53
.
Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин В А., М, Недра, Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочное пособие 2000.
124
54
.
Калинин А. Г. Искривление скважин.
²
М.: Недра, 1974.
55
.
И
нструкция по бурению наклонно направленных скважин.
²
М.: Изд. МНП, 1983.
56
.
Калинин A. Г., Искривление скважин, M., 1974
57
.
Диаров М. Д. Риски возникновения катасщрофических'нефтегазовых выбросов при освоении морских гигантских /юбеолевщ углеводородных ресурсов казахстанского сектора Каспийского моря. РИО Атырауского института нефти и газа.
58
.
-
Атырау, 2010. ²
16 С.
59
.
Жумагулов Б. Т. Моделирование вытеснения нефти с учетом жасеообменных процессов. Алматы, 2004. 187 С.
60
.
Буш В. А. Системы трансконтинентальных линеаменто
в Евразии. Геотектоника, 1983.№ 3. с.24
-
29.
61
.
ДиаровМ. Д.Экологш и нефтегазовый комплекс (8томов). Алматы, Эверо, 2003
-
2006.
62
.
Сычева
-
Михайлова А.М. Механизм тектонических процессов в обстановке инверсии плотности горных пород. М: Недра, 1973. 136 С.
63
.
http://otherreferats.allbest.ru/geology/00178886_0.html
64
.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Прикаспийская_НГП 65
.
Кнепель М.Н., Высоцкий В.
И. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья. М., ОАО ©Вниизарубежгеологияª, 2010. 286C.
66
.
Байконуров O.A. Классификация и выбор методов подземной разработки месторо
ждений. -
Алма
-
Ата: Наука, 1969, 345с.
67
.
Ахмеджанов Т.К., Альмухамбетова Ш.К., Аязбаев Е.Х., Оспанбеков Т.О., М
атематическое моделировние физико
-
химических процессов окисления и самовозгорания полезных ископаемых при их добыче, складировании и переработке
. Т
еория и практика. 2003, 256 c.
68
.
Методы расчетов экономической эффективности. ГОСТ
14.005
-
75. -
М.: Изд
-
во стандартов, 1977.
-
45с.
69
.
Чулаков П.Ч., Ах
меджанов Т.К. Экономическая оценка эф
-
фективности внедрения методов борьбы с эндогенными пожарами и их последст
виями при открытой разработке месторождений суль
фидных руд./Горное дело. -
Алма
-
Ата: MB и ССО КазССР, №10, 1975. -
С.100
-
102.
70
.
Akhmedzhanov, T., K, A., S, Abd Elmaksoud, Tanirbergenov, A. G, Nnuranbaeva, B. M. Mechanics of salt flow, numerical study of the mechanism of formation of sodium chloride domes in geological structures depending on the geometrical sizes of area. International Journal of Chemical Sciences, (India). Volume №10 (3), 2012. С. 1246
-
1254.
71
.
Akhmedzhanov, T., K., A. S. Abd Elmaksoud, Baiseit
D.K., Igembayev I.B. Chemical properties of reservoirs, oil and gas of Kashagan field, Southern part of Pre
-
Caspian depression, Kazakhstan. International Journal of Chemical Sciences, (India). Volume №10 (1), 2012. С.568
-
578. 125
72
.
Abd Elmaksoud Ashraf Sobhy. Description of salt dome geological structure of the Kashagan field, southern part of Pre
-
Caspian depression. 10th International Multidisciplinary Scientific Geo
-
Conference & EXPO SGEM 2010, (Bulgaria), Volume I, 2010. С. 705
-
712.
73
.
Akhmedzhanov, T.K., Baise
it D. K., Abd Elmaksoud A., S., Investigation of the Mechanism of the salt dome. Научные труды ЮКГУ им. М. Ауэзова (Казахстан). №3 (21), 2010. С. 27
-
32.
74
.
Abd Elmaksoud Ashraf Sobhy. Structural interpretation of salt dome in Caspian depression. 1st Internati
onal Geosciences Student Conference 2010Krakow, (Poland), Abstracts, 2010. 45 c.
75
.
Abd Elmaksoud Ashraf Sobhy. Salt dome structural interpretation in Caspian depression. International commission on the History of Geological Sciences (INHIGEO) Annual Conferen
ce Madrid
-
Almadén
-
Iberian Pyritic Belt, Spain, 2010. 23 c.
76
.
A. S. Abd Elmaksoud, D.K. Baiseit I.B. Igembayev Oil and gas content in the salt domes (trap oil) of the kashagan field, southern part of pre
-
caspian depression. Вестник Казахского национального те
хнического университета
им. К.И. Сатпаева, (Казахстан). №5(87), 2011. С. 59
-
63.
77
.
Akhmedzhanov, T.K., A. S. Abd Elmaksoud, Igembayev I.B., Baiseit D. K. Mechanism of formation of a salt dome in the two
-
layer spatial model. Вестник Казахского национального т
ехнического университета
им
. К.И. Сатпаева, (Казахстан). №
4 (
86), 2011. С. 91
-
96.
78
.
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Б 27 Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. -
М. 000 "Недра
-
Бизнесцентр" 2000. -
670 с.: ил. 18ВМ 5
-
8365
-
0053
-
3.
79
.
Издание КазПТИ по плану издания Минвуза КазССР АЛМА
-
АТА 1978г. ³Геология, геохимия, разведка и разработка нефти и газа´ редактор Андриасян В.И.
80
.
Базыгина, Т. 5 октября завершилось строительство газопровода ³Жанажол -
КС
-
13´. Это дает шанс снизить тарифы на газ и провести его еще в несколько населѐнных пунктов / Т. Базыгина // Диапазон, 2005. -
№ 40 (610).
81
.
Сычева
-
Михайлова А. М. Моделирование процесса формирования
соляных структур па твердых пластичных материалах с применением центрифуги.
В сб. ©Тектоника Сибириª, т. 5. (Принципы тектонического районирования. Тектоническая терминология и систематика. Тектонические эксперименты.) М.
©Наукаª.
19726, с. 2*7
²
292.
82
.
Вол а ро вич М. П. Применение методов исследования вязкости и пластич
ности в прикладной минералогии. Тр. ВИ
МС, вып. 66. М.
²
Л., Госгеолтехиздат, 1931.
83
.
Осгкина Д. Н. Пластические и упругие низкомодульные оптически актив
ные материалы для исследования напряжений в земной коре методом моделирова
ния. ДА.. Изд
-
во АН СССР, 1963. 196 с.
84
.
Авров П. Я., Космач ев а Л. Т. Механизм образования солянокупольпых структур Северо
-
Прнкаспийской впадины. Изв. АН КазССР, серия геол., вып. 1 (38), 1960, с. 19
²
33.
126
85
.
Айзенштадт Г. Е.
-
А. О структурной зональности солянокупольной области Северного Прикасиия. ©Геология нефти и газаª, 1959, № 8.
86
.
Журавлев В. С. Сравнительный анализ структур, созданных соляной тек
тоникой в Прикаспийской и Польско
-
Германской впадинах. В сб. ©Условия образо
вания и особенности нефтегазоносностн солянокупольных структурª. Киев, ©Наукова думкаª, 1966, с. 90
²
10
4.
87
.
Косыгин Ю. А. Механизм образования соляных куполов. Бюлл. МОИП, отд. геол., т. 20, вып. 5
²
6, 1945, с. 3
²
28.
88
.
Артюшков Е.В. О физических условиях образования полигональных структур в грунтах. В кн.: ©Четвертичная палеогеография и морфогенез в полярных стр
анах и высокогорьеª. Изд
-
во МГУ, 1963.
89
.
http://5fan.ru/wievjob.php?id=986
90
.
http://otherreferats.allbest.ru/geology/00182601_0.html
91
.
http://bibliofond.ru/view.aspx?id=556245
92
.
http://www.vipstd.ru/gim/content/view/814/262/
93
.
http:
//www.drillings.ru/profil5
94
.
http://azh.kz/ru/news/view/4621
95
.
http://scsf.ru/news/92/19/apokalipsis
-
s
-
otkrytoj
-
datoj
Автор
5fan.ru
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1 092
Размер файла
2 677 Кб
Теги
_sites_default_files_20121214nd_ashraf_ru
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа