«геология жəне тұРАҚты даму» Ғылыми-теориялық конференциясы еңбектері

 
315 
  В данной статье приводится метод изучения проблем ан-
гидритизации на примере месторождения Карачаганак. 
По  изучению  ангидритизации  были  проведены  исследова-
ния по определению количественного соотношения ангидрита в 
породе  с  использование  рентгеноскопического  анализа  (XRD) 
по данным керна и шлама.  
В данной работе анализ проводился по 9 скважинам. Сква-
жины находятся в разных частях месторождения.  
Рис.1 Карта расположения скважин, по которым  был сде-
лан анализ. 
 
 
В  ходе  исследования  были  получены    следующие  данные 
по распределению ангидрита в резервуаре. 
Были построены графики  соотношения количества ангид-
рита в резервуаре с глубиной,  а так же построены графики из-
менения количества доломита с глубиной в резервуаре. 
На  графике  1  видно,  что  максимальная  концентрация  ан-
гидрита  приходится  на  интервал  с  4400-4435м,  что  в  структур-
ном  плане  соответствует  поверхности  кровли  горизонта  С9 
(кровля Карбона). 
Для  графика  2  скважины  хх20  распределение  несколько 
другое. Данная скважина расположена в северо-восточной части 
месторождения на склоне рифовой постройки, что обуславлива-
ет  близкое  соседство  с    границами  филипповского  горизонта 
ангидрита.  Данная  картина  просматривается  на  всей  площади 
месторождения в интервалах глубин  4700-4900 м (начало кров-

 
316 
ли  Карбона).  Так  же  увеличение  концентрации  ангидрита  про-
исходит в интервалах глубин от 5100-5200 и в интервалах 5500 
и 5600м в местах где скважина переходит в горизонтальное по-
ложение. 
 
График 1 Скважина хх11 
 
 
 
График 2 Скважина хх20 
 
Эффект  ангидритизации  карбонатных  коллекторов  на 
уровень добычи. 

 
317 
 
По  результатам  оценки  параметров  продуктивного  пла-
ста  по  данным  петрофизических  анализов  каротажных  кривых 
недавно  пробуренных  скважин  в  карбонатных  породах  Карача-
ганакского  месторождения  предполагает  корреляцию  или  связь 
между присутствием ангидрита и низким уровнем добычи. Ана-
лиз геофизических данных по каротажным кривым показал, что 
высокий процент скважин был произведен недостаточно и мно-
гие скважины имеют высокое процентное содержание ангидри-
та в резервуаре. 
 
Предварительные  индикаторы  дают  предполагать  что 
более 20 % ангидрита в резервуаре могут жестко уменьшать по-
ристость и проницаемость. 
Источники происхождения  ангидрита в резервуаре. 
 
Привнос  ангидрита  в  резервуаре  обусловлен,  близко  за-
легающим  слоем    ангидрита  Филлиповского  горизонта.  Про-
изошло проникновение жидких растворов  в поры коллектора с 
последующим  осаждением  в  нем.  Ангидрит  забивает  поры  и 
сужает их диаметр, что в свою очередь прямым путем влияет на 
проницаемость и нефтеотдачу. 
 
Филлиповский  горизонт  накрывает    кровлю  и  склоны 
рифогенной постройки Карачаганакского месторождения. 
 
Возможно,  что  наименьшее  процентное  содержание  ан-
гидрита  находится  дальше  от    границ  склонов  постройки  и 
уменьшается в сторону кровли резервуара. 
 
Схематическое изображение профиля Карачаганакского 
 
месторождения. 
 
 
 
 

 
318 
Рекомендации по предупреждению такого рода проблем. 
 
Данные наблюдения предполагают, что низкое исполне-
ние по заполнению сетки скважин можно будет минимизировать 
при  помощи  картирования  и  понимания  распространения  зон 
ангидритизации внутри резервуара и близлежащих скважин. 
 
С  практической  точки  зрения,  единственный  путь  к  по-
лучению достаточно больших баз данных для наилучшего пред-
сказания  зон  ангидритизации  коллектора  это  более  аккуратное 
использование петрофизических каротажных диаграмм. 
 
Рекомендовать  для  намного  большего  количества  сква-
жин и максимально возможного интервала глубин рентгеноско-
пический анализ (XRD) керна и шлама. 
 
 
Гуляев А., Токмулина С. Руководитель:  
Умирова Г.К.,  старший преподаватель 
 
ПРИМЕНЕНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ДЛЯ ПОИСКА 
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В КРИСТАЛЛИЧЕСКОМ 
ФУНДАМЕНТЕ 
 
Углеводороды
 - 
нефть
 и 
газ
 - одни из важнейших 
полезных 
ископаемых
.  По  мере  исчерпания  запасов  старых  месторожде-
ний  обостряется  проблема  поиска  и  разведки  новых.  Область 
поиска  все  более  смещается  в  относительно  малоизученные  и 
труднодоступные  районы,  в  частности  в  кристаллическом фун-
даменте.  При  этом  все  более  актуальной  становится  задача  по-
иска  трудно  обнаруживаемых  залежей  углеводородов  нетради-
ционных типов. По совокупности этих причин поиск и разведка 
залежей  углеводородов  становятся  все  дороже,  поэтому  важно 
развитие новых подходов, позволяющих сократить расходы хотя 
бы на каком-то этапе поисково-разведочных работ. В свое время 
громадный  скачок  в  эффективности  поисково-разведочных  ра-
бот  на  нефть  и  газ  был  сделан  за  счет  внедрения  методов 
геофизики
, главным образом 
сейсморазведки
. Уже к концу 20-х 
годов  это  позволило  снизить  расходы  на  открытие  одного 

 
319 
месторождения нефти
 в среднем с нескольких миллионов до 50 
тыс. долл. в ценах того времени. Надо признать, что это относи-
лось  к  территориям  с  благоприятными  геологическими  усло-
виями для применения сейсморазведки. 
Однако  сейсморазведочные  работы  достаточно  дороги  и 
удельный  вес  затрат  на  их  производство  из-за  всё  более  слож-
ных геологических условий и возрастающей трудности обнару-
жения все менее различимых объектов поиска довольно быстро 
увеличивается,  особенно  в  неосвоенных  районах  с  неразвитой 
инфраструктурой. Поэтому развитие новых подходов к поиску и 
разведке залежей углеводородов остается актуальной задачей и 
в  наши  дни.  Особое  внимание  привлекают  различные  возмож-
ности прямых поисков залежей углеводородов. 
В настоящее время сейсморазведка является самым эффек-
тивным  способом  поиска  УВ  на  больших  глубинах  (в  кристал-
лическом фундаменте). 
1 
Нефтегазоносность кристаллического фудамента 
Исследования  последних  десятилетий  показали,  что  в  по-
родах  фундамента  нефтегазоносных  областей  встречаются  тре-
щиноватые и кавернозные зоны, в которых могут накапливаться 
углеводороды в промышленных масштабах.  
Открытые  месторождения  нефти  приурочены  к  зонам 
столкновения  плит  и  их  частей  (обдукционно-субдукционный 
геодинамический  режим)  и  к  участкам  развития  рифтогенного 
режима. Доминирующие в подземном рельефе структуры харак-
теризуются наилучшими фильтрационно-емкостными свойства-
ми  (ФЕС)  пород  и  максимальной  продуктивностью.  Залежи 
нефти  (газа)  приурочены  к  ловушкам  структурного  и  неструк-
турного  типов.  Коллекторы  в  залежах  УВ  характеризуются 
крайне неравномерным распространением, как по площади, так 
и  по  разрезу.  Флюидоупорами  являются  перекрывающие  фун-
дамент  глинистые,  аргиллитовые,  известняково-доломитовые  и 
соляные  толщи,  а  также  плохопроницаемые  магматические  по-
роды, залегающие в верхней части гранитоидных массивов. 
Вопрос  образования  залежи  нефти  в  фундаменте  дискус-
сионен.  Большинство  исследователей,  работающих  в  этой  об-

 
320 
ласти,  придерживаются  мнения  о  латеральной  миграции  нефти 
из осадочной олигоценовой толщи, принимаемой за нефтемате-
ринскую, в трещиноватые зоны выступов фундамента (рис.1,2). 
Основанием  для  этого  служат  идентичность  состава  и  свойств 
нефтей  из  отложений  олигоцена  и  пород  фундамента,  а  также 
исследования  геохимических  биомаркеров,  подтвердивших  их 
генетическое  родство.  Залежи  образуются  путем  аккумуляции 
первичных пузырьков (капель) нефти, произведенных нефтема-
теринской осадочной толщей, непосредственно примыкающей к 
фундаменту, под действием капиллярных сил. 
Другая  часть  исследователей  главную  роль  отводит  глу-
бинному (мантийному) притоку газообразных углеводородов по 
трещинам  тектонического  происхождения.  Согласно  абиоген-
ной гипотезе генезиса углеводородов они могут образовываться 
в недрах Земли при действии воды на карбиды тяжелых метал-
лов (Fe, Ti, Cr, U и другие). Согласно неорганической гипотезе, 
образование углеводородов происходит в глубинах земной коры 
и  верхней  мантии  Земли,  в  условиях  высоких  температур,  пре-
вышающих  1000  °С.  Дело  в  том,  что  в  глубоких  недрах  Земли 
происходит диффузия газов (водорода, гелия и углеводородов) в 
верхние ее слои. Одним из барьеров, затрудняющих такую диф-
фузию, служит верхняя остывающая часть мантии, под которой 
и  должны  скапливаться  газообразные  дериваты.  По  ней  проис-
ходит движение континентальных плит, вызывающих ее дисло-
цированность  и  разрыхление,  сопровождающееся  насыщением 
горючими  и  иными  глубинными  газами.  Однако  кристалличе-
ские породы, вследствие своей жесткости, подвержены разрыв-
ным дислокациям, представляющим пути миграции углеводоро-
дов.  В  соответствии  с  законом  изостазии,  глубоко  погружены 
более  тонкие  части  фундамента,  которые  легче  разрушаются  и 
пропускают через себя потоки газов и флюидов. С возрастанием 
толщины  фундамента  и  уменьшением  его  дислоцированности, 
миграция затрудняется или прекращается. 
Разведка  и  освоение  залежей  нефти  и  газа  в  породах  фун-
дамента ставят перед геологами много проблем, решение кото-
рых требует особого подхода. Среди них главные:  

 
321 
•  генетическая  природа  коллекторов  в  магматических  по-
родах;  
•  время и пути формирования залежей углеводородов; 
•  разработка  рационального  комплекса  ГИС  и  методика 
вскрытия продуктивных интервалов и т.д.  
 
2 
Применение сейсморазведки для поиска залежей  
углеводородов в кристаллическом фундаменте 
 
2.1 
Методические приемы обработки 
 
Проблема нефтегазоносности фундамента становится все более 
актуальной.  Углеводородные  залежи  обычно  приурочены  к  высту-
пам фундамента и содержатся в массивных гранито-гнейсовых  ре-
зервуарах, неравномерно насыщенных по объему.  
Таким  образом,  при  нефтегазопоисковых  работах  первооче-
редной задачей сейсмических исследований является изучение рель-
ефа поверхности фундамента и прогноз местоположения разломов и 
сопровождающих их зон трещиноватости внутри фундамента. 
Применение больших апертур необходимо, т.к. границы внут-
ри фундамента, а нередко и его поверхность имеют большие углы 
наклона. 
Несмотря  на  использование  при  стандартной  обработке  сейс-
мотрасс  разнообразных  способов  подавления  кратных  волн,  на 
сейсмических разрезах в интервале фундамента нередко сохраняют-
ся  устойчивые  низкочастотные  волны-помехи,  субпараллельные 
поверхности  фундамента.       Для  их  подавления  используется  спе-
циализированная пространственная фильтрация, учитывающая кон-
фигурацию кровли фундамента (рис. 5). 
После этого проявляются отраженные волны от границ, распо-
ложенных  в  толще  фундамента.  Такие  волны  логично  связывать  с 
акустическими границами, возникшими на контактах пород разного 
состава  или  разной  степени  монолитности.  Судя  по  конфигурации 
поверхности фундамента в местах примыкания к ней рассматривае-
мых  отражений,  они  часто  соответствуют  продолжению  в  глубь 

 
322 
фундамента разломов, существующих в осадочном чехле. В отличие 
от осадочной толщи, поверхности разломов внутри фундамента ото-
бражаются достаточно интенсивными отражениями, а не разрывами 
и нарушениями корреляции волн, как это имеет место для седимен-
тационных границ.  
Возникновение отражений от разломов внутри фундамента 
указывает на заметное изменение упругих свойств кристалличе-
ских пород. Следовательно, отражения изнутри фундамента ин-
формируют о местоположении внутри него зон с возможно по-
вышенными коллекторскими свойствами. 
 
2.2. 
Интерпретация результатов обработки сейсмических 
 
полей в интервале фундамента 
 
Для  пространственного  картирования  разломов  в  толще  фун-
дамента используют разрезы и слайсы сейсмического куба. На них 
четко  видны    протяженные  линейные  элементы  волнового  поля, 
имеющие  закономерные  простирания.  Нанесение  на  слайсы  точек 
пересечения  с  разломами,  выявленными  на  разрезах,  показывает, 
что эти точки располагаются на линейных элементах (линеаментах) 
слайсов,  которые,  следовательно,  соответствуют  горизонтальным 
сечениям  поверхностей  разломов.  Совместный  анализ  разрезов  и 
слайсов  повышает  надежность  пространственного  картирования 
дизъюнктивных дислокаций  в  толще фундамента  на  фоне дифрак-
ционных и иных помех. 
В  соответствии  со  временем  возникновения  и  стратиграфиче-
ским диапазоном проявления разломы делятся на группы. На участ-
ках сочленения разломов разных групп и разных направлений сле-
дует ожидать наибольшего развития деформации в породах фунда-
мента,  возникших  и  сохранявшихся  за  счет  разнонаправленных  и 
разновременных тектонических подвижек. 
На  заключительном  этапе  интерпретации  строятся  про-
странственные и профильные модели отображающие положения 
поверхности  фундамента,  распространение  в  нем  разломов  и 
вероятных коллекторских (трещиноватых) зон.  
 

 
323 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 
 
Применение  ряда  специальных  методических  приемов  об-
работки и интерпретации данных 3D таких как: 
• 
глубинная миграция по сейсмограммам до суммирования с 
большой апертурой и дискриминацией преломленных волн;  
• 
подавление  кратных  волн,  субпараллельных  поверхно-
стей фундамента;  
• 
пространственное  картирование  поверхностей  внутри 
фундаментных  нарушений  с  выделением  участков  пересечений 
разломов разных генераций;  
• 
пространственная  кластеризация  сейсмических  атрибу-
тов, с выделением зон разуплотнения пород.  
• 
позволило  проследить  систему  внутри  фундаментных 
разломов и выявить трещиновато-кавернозные зоны с благопри-
ятными коллекторскими свойствами. 
 Эффективность  предложенных  способов  исследования  внут-
ренней  структуры  массива  кристаллического  фундамента  подтвер-
ждена положительными результатами глубокого бурения. 
 
 
Дашковская М. Научный руководитель:  
к.т.н., профессор Федоров Б. В. 
 
ОЦЕНКА ДИНАМИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ 
ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО 
 
Рассмотрим  взаимодействие  шарошечного  долота  дробя-
щего  действия  с  забоем  скважины  (рисунке  1.1).  На  долото, 
вращающееся  с  частотой  n
д
  действует  осевая  статическая  на-
грузка  G.  При  глубоком  бурении  последняя  создается  массой 
утяжеленных бурильных труб (УБТ) [1]. 
Можно без большей погрешности показать, что на каждую 
цапфу  шарошки  действует  равномерно  распределенная  нагруз-
ка, вызванная весом УБТ. Равнодействующая сила Т указанной 
нагрузки равна 

 
324 
 
где m- число цапф (шарошек). 
На  рисунке  1.1  показан  вид  на  периферийный  венец  ша-
рошки по стрелке А  в момент, когда он действует на забой од-
ним зубом в точке О
0
. Статическая сила F
с
, приложенная к вен-
цу, равна 
 
 
где n- количество венцов шарошки  
 
Рисунок  1.1 - Силы, действующие па шарошечное долото при  
разрушении забоя скважины 1 - УБТ; 2 - корпус долота; 3 - цапфа; 
 4 - шарошка; 5 - лапа долота 
 
Напишем формулу  предударной скорости 

 
325 
 
 
Для  определения  динамической  составляющей  нагрузки 
F
дин
,  т.е.  силы  удара  зуба    о  забой,  воспользуемся  следующей 
формулой 
 
Из  формулы  (4)  следует,  что  динамическая  составляющая 
нагрузки Р
дин 
на забой прямо пропорциональна радиусу перифе-
рийного  венца  шарошки,  шагу  между  соседними  зубьями,  час-
тоте  вращения  шарошки  и  долота  и  обратно  пропорционально 
моменту  инерции  шарошки  относительно  образующей  конуса 
последней [1]. 
Как следует из формулы (4), динамическая нагрузка на до-
лото  зависит  от  достаточно  большого  количества  параметров.  
Для более подробного изучения зависимостей были рассчитаны 
и построены следующие графики:  
1 зависимость предударной скорости от момента инерции; 
2 зависимость динамической нагрузки от частоты вращения; 
3 зависимость динамической нагрузки от числа зубьев вен-
ца шарошки. 
     
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 1.2- зависимость предударной скорости  
от момента инерции 
 

 
326 
                                   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 1.3- зависимость динамической нагрузки  
от частоты вращения 
                           
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 1.4- зависимость динамической нагрузки 
 от числа зубьев венца шарошки 
 
При  построении  графиков  были  использованы  следующие 
данные по таблице 1. 
 
Таблица 1. Основные технические данные 
 
G,КН 
m 
n 
α 
Rд,м 
z 
Nд, 
об/мин 
i 
235 
1 
2 
30◦ 
0,03 
15 
50 
1,5 

 
327 
Вывод:  расчетные  данные  показали,  что  динамическая  на-
грузка  в  наибольшей  степени  зависит  от  числа  зубьев  перифе-
рийного венца шарошки: чем  больше число зубьев, тем меньше 
динамическая  нагрузка;  и  в  малой  степени  зависит  от  частоты 
вращения долота. 
 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 
 
1. Федоров Б.В.,Сейдахмет А.Ж.,Караулов Ж. /Изучение кинема-
тических  и  динамических  параметров  шарошечных  долот  дробящего 
действия с применением ЭВМ/Алматы, 2005г. 
 
 
Даулбаев Ануар. Научный руководитель:   
к.т.н., профессор Касенов А.К. 
 
ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ КАВЕРН ПРИ 
СООРУЖЕНИИ ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СКВАЖИН 
 
Любое  нарушение  устойчивости  горных  пород  в  стенках 
скважины приводит к их обрушению и развитию каверн. Поэто-
му  при  разработке  технологии  бурения,  в  первую  очередь,  при 
проектировании  конструкции  скважины  и  разработке  в  после-
дующем  мер  профилактики  и  устранения  осложнений  и  воз-
можных аварий в скважине, существенное значение имеет оцен-
ка устойчивости пород в стенках скважины. 
Cтепень  устойчивости  горных  пород  в  стенках  скважины 
можно  оценивать  коэффициентом  кавернообразования,  предло-
женного К.Ф. Паусом [ 1]: 
           К= 
Т
ф
V
V
= 
2
2
T
Ф
d
d
,                                        (1) 
где К-коэффициент кавернообразования;  
V
Ф 
и V
т 
- соответственно фактический и теоретический объ-
емы скважины;   
d
Ф 
и  d
т
  –  соответственно  диаметры  ствола  скважины  и  по-
родоразрушающего инструмента 

 
328 
Породы  считаются  устойчивыми,  если    К=1,  временно  ус-
тойчивыми при  
1< K < 3 и неустойчивыми, если K 
> 3. При K < 1 имеет ме-
сто сужение ствола скважины, например при бурении пучащих-
ся глин. 
При бурении песков на месторождении Хорасан-2 теорети-
ческий  диаметр  составляет  132мм,  а  фактический  диаметр  – 
230мм (см. рис. 1). Для этих условий коэффициент кавернообра-
зования будет 3,04, то есть в данном случае эти породы относят-
ся к неустойчивым. 
 
 
 
 
 
Рис.1. Кавернограмма скважины № 5-6-17-18 
 
При  бурении  глин  на  месторождении  Южный  Карамурун 
(см.  рис.2)  диаметр  породоразрушающего  инструмента  состав-
ляет  161мм,  а  фактический  диаметр  доходит  до  311мм  и  для 
этого  случая  коэффициент  кавернообразования  будет  3,74,  то 
есть очень неустойчивые горные породы.  
 

 
329 
 
 
Рис.2. Фрагмент кавернограммы скважины № 3-109Б 
месторождения «Северный Карамурун» 
 
Но  здесь  необходимо  отметить,  что  сухие  плотные  глины 
являются  устойчивыми  горными  породами,  что  доказывается 
бурением  этих  пород    с  использованием  в  качестве  очистного 
агента воздуха [2]. 
Здесь имеет место кавернообразование за счет других при-
чин, о которых будет изложено ниже. 
Как   было  уже отмечено  на  каверно-  и  обвалообразование 
оказывает влияние величина горного давления.  Под действием 
горного  давления  мягкие,  сыпучие,  малосвязанные,  сильнотре-
щиноватые, дробленные горные породы выдавливаются из сте-
нок скважин. Величина горного давления определяется по зави-
симости [3]:         
                   
Н
g
P
гп
гд
⋅
⋅
=
ρ

жүктеу/скачать 27,56 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: