Научные труды

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

О
дной из важных проблем при добыче нефти на мес-
торождениях является выпадение асфальтосмолопа-
рафиновых отложений (АСПО) на поверхности внут-
рискважинного оборудования. Это приводит к существенным 
затратам на депарафинизацию и текущий ремонт скважин, а 
также к снижению добычи нефти. 
Интенсивность отложений органических веществ при добы-
че парафинистых нефтей определяется свойствами и составом 
самой нефти, физическими параметрами потока, характерис-
тиками  поверхности,  условиями  зародившие  образования  и 
кристаллизации парафинов, формирования осадков на поверх-
ности подземного оборудования скважин. Естественно, одним 
из  главных  факторов,  влияющих  на  образование  АСПО,  яв-
ляется концентрация парафинов. Однако существенную роль 
играют асфальтены и смолы, влияющие на структуру отложе-
ний.  Причем,  по  мнению  большинства  авторов,  определяю-
щим фактором служит отношение концентрации асфальтенов 
(или асфальтенов и смол) к концентрации парафинов.
Необходимым условием образования парафиновых отложе-
ний является снижение температуры потока ниже температу-
ры насыщения. Добываемая эмульсия охлаждается вследствие 
теплообмена  с  окружающей  породой  в  процессе  подъема  и 
грунтом при сборе и транспортировании, а также в результате 
фазовых переходов. Снижение пластового давления ниже дав-
ления насыщения приводит к охлождению потока и измене-
нию состава нефти. При этом в первую очередь в газовую зону 
инертные  газы  и  самые  легкие  углеводороды.  При  дальней-
шем снижении давления и разгазировании нефти выделяются 
более тяжелые углеводороды. Выделения газов для различных 
нефтей  по-разному  влияет  на  температуру  насыщения  пара-
фином, что объясняется не только изменением растворяющей 
способности  по  отношению  к  нему,  но  и  флоккулирующим 
действием на мицеллы асфальтенов [1].
Наряду с изменением температурного режима скорость по-
тока  жидкости  определяет  гидродинамический  режим,  что 
НУРБЕКОВА К.С.
кандидат технических наук,
доцент Казахского 
национального технического 
университета 
им. К.И. Сатпаева 
БАЙМАГАМБЕТОВА Г.А.
магистрант 2-го курса 
кафедры РЭНГМ Казахского 
национального технического 
университета 
им. К.И. Сатпаева
совершенствование методов 
защиты Колонны нКт от 
асФальтосмолопараФиновых 
отложений на промыслах 
Казахстана
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
0
сильно влияет на способность образования от-
ложений на поверхности трубопроводов.
При  добыче  парафинистой  нефти  происхо-
дит  отложение  парафина  на  стенках  НКТ.  В 
результате этого сужается поперечное сечение 
труб,  возрастает  сопротивление  движению 
жидкости  и  перемещению  колонны  штанг, 
увеличивается  нагрузка  на  голову  балансира 
СК, нарушается его уравновешенность, умень-
шается коэффициент подачи. Отдельные ком-
ки парафина, попадая под клапаны насоса из 
вне  могут  нарушить  их  герметичность.  При 
подъеме  штанг  во  время  ремонта  плунжер 
или вставной насос срезает парафин со стенок 
НКТ и образует над собой сплошную парафи-
новую  пробку,  которая  выталкивает  нефть  из 
труб и загрязняет территорию возле скважины. 
Много неприятностей нефтяникам доставляет 
парафин, который откладывается на НКТ.
Интенсивность отложения парафина в значи-
тельной степени зависит от дебита скважины, 
обводненности добываемой нефти и достигает 
максимальных значений при 10-30 т/сут и 20-
40%. При дебитах свыше 100 т/сут и обводнен-
ности нефти более 80% вероятность образова-
ния АСПО минимальна (рис.1).
Рис. 1. Вероятность образования парафино-
вой пробки в НКТ в зависимости от глубины 
скважины
К  основным  методам  борьбы  с  парафином 
является  механический,  тепловой.  химичес-
кий,  применение  остеклованных  труб.  Ме-
ханический метод начали применять в НГДУ 
“ЛН” с 1965 года т.е. стали применять ручные 
лебедки  со  скребками.  Оператору  по  добыче 
нефти  приходилось  за  смену  несколько  раз 
поднимать и опускать скребок в скважину. При 
нарушении  периодичности  спуска  и  подъема 
скребок застревал в НКТ и создавалась авария 
и приводила к ПРС.
До 1960 года механические скребки остава-
лись основным методом борьбы с отложением 
парафина. 
Химические  методы  борьбы  с  парафином 
получили  применение  позже,  чем  термичес-
кие и механические, но не потому, что о них не 
было известно нефтяникам. Уже в начале 50-х 
годов  для  депарафинизации  был  использован 
нейтрализованный  черный  контакт  (НЧК), 
применяемый при деэмульсации.
Химические  методы  борьбы  с  АСПО  нахо-
дят  широкое  применение  лишь  в  определен-
ные  периоды  разработки  месторождений,  на-
пример, когда обводненность еще невысока. В 
скважину  подают  ингибиторы  или  раствори-
тели АСПО. Подбор химреагентов основан на 
экспериментальных исследованиях.
Сущность химических методов удаления па-
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
1
рафиновых  отложений  заключается  в  предва-
рительном их разрушении или растворении с 
последующим удалением. Для этих целей ис-
пользуются: органические растворители с вы-
сокой растворяющей способностью не только 
твердых углеводородов, но и асфальтосмолис-
тых веществ; водные растворы ПАВ, которые 
при  контакте  с  парафиновыми  отложениями 
проникают в их толщу и, диспергируя смоло-
парафиновую  массу,  снижают  их  прочность 
вплоть до разрушения.
Одним  из  наиболее  эффективных  способов 
ликвидации  отложений  парафина  является 
использование растворителей, объем которых 
определяется  количеством  и  растворимостью 
парафина  в  имеющемся  растворителе  при 
средней  температуре  в  скважине.  Раствори-
мость  парафина  зависит  от  температуры  его 
плавления,  температуры  кипения  растворите-
ля, температуры растворения.
Растворители и растворы композиций ПАВ 
более эффективно действуют при повышенной 
температуре.  На  практике  нередко  химичес-
кие методы удаления парафиновых отложений 
применяются в сочетании с тепловыми и ме-
ханическими методами. При этом достигается 
наибольший  технологический  и  экономичес-
кий эффект в результате существенного уско-
рения процесса и полноты удаления смолопа-
рафиновых  отложений.  Особых  ограничений 
для  применения  методов  удаления  смолопа-
рафиновых отложений нет. Вместе с тем при 
использовании химических методов в сочета-
нии с тепловыми и механическими методами 
необходимо соблюдать осторожность. 
Выбор каждого из указанных способов зави-
сит  от  характеристики  отдельно  взятой  сква-
жины,  от  необходимости  очистки  выкидной 
линии  и  т.  д.  С  экономической  точки  зрения 
применять  растворители  нужно  после  4  –  5 
промывок горячей нефтью или водным раство-
ром ПАВ. При этой технологии нижняя часть 
лифта  промывается  растворителем,  верхняя  - 
за счет теплоносителя.
Для  каждого  месторождения  в  зависимос-
ти от физико-химических условий пластовых 
флюидов  может  применяться  тот  или  иной 
способ  депарафинизации.  Однако  изучение 
условий отложения и свойств парафина обяза-
тельно во всех случаях.
В монографии на основе исследований были 
предложены к внедрению на нефтепромыслах 
многофункциональные композиции ПАВ (МЛ-
80, ВРК, НМК) и полимеров полиакриламида 
(ПАА), полиэтиленоксида (ПЭО), карбоксиме-
тилцеллюлозы (КМЦ).
При  добавлении  к  многофункциональным 
композицям  ПАВ  высокомолекулярних  водо-
ростворимых полимеров изменяются физичес-
кие характеристики композиций, уменьшается 
поверхностное натяжение на границе воздух-
жидкость, уменьшается критическая концент-
рация  мицеллобразования.
Введение полимеросодержащих многофунк-
циональных композиций ПАВ в парафинистую 
нефть  изменяет  ее  реологическое  свойство, 
при  этом  различные  полимеры  воздействуют 
по-разному:  добавки  ПЭО  и  КМЦ  снижают 
предельное  напряжение  сдвига  и  вязкость; 
ПАА  несколько  увеличивает  эти  параметры, 
придавая нефти упругие свойства.
Таблица 1
Компонентный состав композиций ПАВ
Применение  0,1%-ных  водных  растворов 
смеси НМК+0,5% КМЦ повышает эффектив-
ность отмыва АСПО по отношению к таким же 
раствором НМК на 14%. 
Применение  полимерсодержащих  компози-
ций ПАВ для ингибирования АСПО показало, 
что  при  добавлении  их  в  нефть  в  количестве 
50г/м3 в виде водных растворов имеет место 
следующий характер изменения эффективнос-
ти ингибирования по отношению к НМК:
смесь НМК+0,05% ПЭО:
Состав смеси
Содержание компонентов, % (масс)  
Композиции ПАВ
Полимера
Композиция ПАВ+ПЭО   
Композиция ПАВ+ПАА   
Композиция ПАВ+КМЦ
99,95
99,95
99,5
0,05
0,05 
0,5
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
2
0,1%-ный  водный  раствор  смеси  повышает 
эффективность на 34%,
смесь НМК+0,5% КМЦ:
0,2%-ный  водный  раствор  смеси  повышает 
эффективность на 31%,
0,3%-ный  водный  раствор  смеси  повышает 
эффективность на 28%.
В целом введение полимеров сохраняет, а в 
некоторых случаях усиливает основные харак-
теристики,  присущие  базовым  композициям 
ПАВ.
Кроме того, полимеры придают смеси вязко-
упругие свойства, которые способствуют уве-
лечению охвата пласта воздействием при обра-
ботке призабойной зоны, росту эффективности 
снижения гидравлических сопротивлений при 
транспорте  высоковязких  обводненных  неф-
тей  и  водонефтяных  эмульсий,  повышению 
парафино-и  солеингибирующей  способности, 
а также более эффективному отмыву АСПО.
В  табл  1  приведены  рекомендуемые  соот-
ношения  компонентов  смесей,  определенные 
опытным путем и обеспечивающие максималь-
ную эффективность при использовании поли-
мерсодержащих  композиций  в  технологичес-
ких операциях добычи нефти. Приготовление 
полимерсодержащих  многофункциональных 
водорастворимых композиций ПАВ  сводится 
к простому смешиванию компонентов.
С 1966 года был создан цех по остеклованию 
труб и начинается период применения остек-
лованных  НКТ.  Преимуществом  применения 
этих труб можно отнести следующее:
1. Слабое сцепляемость парафина со стенка-
ми труб.
2. Защита внутренней поверхности НКТ от 
коррозии, низкий коэффициент трения штанг 
о колонии НКТ.
3. Хорошая отмываемость парафина со сте-
нок труб растворителем.
Недостатки: осыпание стекла как в момент 
доставки на скважины, так и в момент спуска.
В НГДУ ведется постоянная работа по улуч-
шению качества покрытия труб стеклом.
Основным  требованием  к  выбору  материа-
лов покрытий является возможность создания 
гладкой  поверхности  (высото  выступов  ше-
роховатости  менее  0,1  мм)  с  гидрофильными 
свойствами. Этим требованием отвечают стек-
ло, стклоэмали, бакелитовый лак, эпоксидные 
смолы,  бакелито-эпоксидные  лаки  и  другие, 
технология нанесения которых на поверхность 
НКТ  освоена  современной  промышленнос-
тью.
Экономические показатели применения ме-
тода защитных покрытий зависят от вида ис-
пользуемого материала, межочистного периода 
и.т.д. Стоимость покрытия 1м НКТ диаметром 
73мм стеклоэмалью составляет 0,89 у.е. Ори-
ентировочные годовые затраты на оснащение 
скважин футерованной защитой от парафино-
отложений при сроке службы в 4 года состав-
ляют 174у.е.
Опыт  промышленного  использования  труб 
с    покрытием  из    материалов,  обладающих 
низкими адгезионными свойствами по  отно-
шению к АСПО, в Казахстане имеет более чем 
40-летнюю  историю и  начался с  использова-
ния  остеклованных  труб.
Технология  остеклования,  использованная 
в  первых  промышленных  установках, была 
предельно  простой. В НКТ вставляли  стеклян-
ный  баллон, «стеклодрот», запаянный с  обе-
их  сторон, и в таком  виде труба  нагревалась 
в  электропечи  до  температуры 7000-8000С. 
Воздух в  баллоне нагревался и  расширялся, в 
результате  чего  размягченное  стекло  плотно  
прижималось к  внутренней поверхности  тру-
бы и  держалось  на  ней  за счет напряжения, 
возникавшего после  охлаждения  материалов. 
Парафин на  стенках  такой  трубы не  откла-
дывался.
Однако  опыт    эксплуатации    остеклован-
ных  труб  на  месторождениях  Мангышлака 
показал, что в связи с  различием  в  коэффи-
циентах  термического расширения  стекла и  
стальной  трубы не  обеспечивают  необходи-
мые  термоустойчивость и  механическая  про-
чность    покрытия.  После  операции    нагрева  
при  охлаждении труб в стеклянной  оболочке  
появляются  остаточные  напряжения. При из-
менении  температурных  условий  эксплуата-
ции  эти  напряжения  превосходят  прочность  
стекла на  сжатие  и  растяжение, в  результате  
чего    стеклянная    оболочка    растрескивается 
и  осыпается. Учитывая  такой, не  особенно  
удачный  опыт  эксплуатации  остеклованных  
труб, а также в  связи  с  появлением  новых, 
более    перспективных,  покрытий,  производс-
тво  остеклованных   труб  в  объединении « 
Мангышлакнефть» было  прекращено.
В  объединении  «Мангишлакнефть»  эмали-
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

рованные  НКТ производились и  эксплуатиро-
вались с 1965 г.
Для оценки применимости  тех  или  иных  
составов  эмалей  применительно к  условиям  
эксплуатации на  месторождениях  Казахстана 
в КазНИПИ  была  проведена  систематизация  
более 300 различных  составов  грунтовых и  
покровных    эмалей    различного    назначения, 
и на  ЭВМ рассчитан  комплекс  свойств  для  
каждого  состава.
Результаты промышленного внедрения эма-
лированных  НКТ  на  месторождении  Узень  
приведены в табл.
Эффект от применения эмалированных  НКТ 
получен  за    счет    прироста    среднесуточного  
дебита  скважин  (на  4,4%),  снижения  числа  
профилактических    мероприятий  (2,4  раза)  и 
подземных    ремонтов  (в  1,8  раза).  Выявлена  
зависимость  изменения  дебита от  обводнен-
ности  скважин. Оптимальная эффективность  
отмечена  для  скважин с  обводненностью от 
10 до 30%, менее  эффективно применение на  
скважинах с обводненностью  более 30%. 
Оценка эффективности  использования НКТ 
с  внутренним  стеклоэмалевым  покрытием  в  
скважинах, расположенных на разных нефтеп-
ромыслах,  показала  значительное  снижение  
числа  подземных  ремонтов скважин и профи-
лактических мероприятий.
Также парафин удаляют тепловым методом. 
При  этом  способе  проводят  периодическую 
закачку  в  затрубное  пространство  скважины 
горячей  нефти  (газоканденсата),  перегрето-
го  пара  или  паровоздушной  смеси.  При  этом 
парафин расплавляется и вносится потоком из 
скважины по НКТ.
Как ранее было  указано, основной причиной 
выпадения  нефтяного парафина на внутренних  
стенках НКТ является снижение температуры  
газонефтяного потока по стволу скважины.
В этой связи универсальным средством пре-
дупреждения парафинообразования  является  
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

сохранение оптимального  температурного  ре-
жима в  подъемной  колонне скважины.
Нагревательный кабель (КННГС)
химобработки скважин, уменьшается количес-
тво подземных ремонтов скважин в 2 раза. 
Конструкция 
1. Несущий трос - скручен из стальных про-
волок.
2. Изоляция - сшитый полиэтилен.
3. Нагревательный элемент - пошив из 20-ти 
изолированных  медных  проволок  диаметром 
0,9мм и 2-х термопарных проводов.
4. Защитный слой - полиэтиленовая оболоч-
ка из сшитого полиэтилена.
Характеристики:
Строительная длина, м, не менее: 50
Маломерные отрезки, м, не менее: 20
Для  скважин,  характеризующихся  больши-
ми  значениями  межочистного  периода,  более  
рационально  применение  периодического 
электроподогрева, при  котором электрическая  
мощность подается в течение короткого перио-
да t
1
 с последующим отключением на время t
0
.
Рис 2, 20. Зависимость удельной w(а) и пол-
ной W(б) мощности постоянного подогрева  от  
дебита скважины (Q) для различных темпера-
тур  насыщения нефти парафином.
Нагревательные кабели широко применяют-
ся в нефтегазовой индустрии для ликвидации 
парафиновых  отложений  на  подземном  обо-
рудовании  скважин.  Выпадение  парафинов 
на  стенках  колонны  насосно-компрессорных 
труб (НКТ) обусловлено перенасыщением не-
фти вследствие снижения температуры нефти 
и выделения газа по мере продвижения потока 
жидкости  от  забоя  к  устью.  Тепловой  метод 
удаления парафиновых отложений с помощью 
нагревательных  кабелей  позволяет  автомати-
зировать процесс на основе управления темпе-
ратурным полем нефтяной скважины. 
При использовании установок, оснащенных 
системой  электроподогрева  скважин,  обес-
печивается увеличение добычи нефти в 1,3-2 
раза, исключается необходимость промывок и 
Сечение, мм2
Номинальный наружный 
диаметр провода, мм
Расчетная масса провода, 
кг/км
16
9,4
218
20
9,9
261
25
10,8
322
30
11,6
374
35
12,1
424
50
16,7
614
66
18,4
803
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

В течение  времени t
0
 происходит накопление  
парафина на  стенках труб, в течение времени  
t
1
  греющий  кабель  подогревает  нефть  выше  
температуры начала выпадения парафина, при  
этом парафин растворяется в добываемой  не-
фти и трубы очищаются.
При депарафинизации прокачкой нефти в 
скважину в качестве теплоносителя закачива-
ют  подогретую  нефть.  Имеется  специальный 
агрегат АДП для нагрева и нагнетания нефти 
или других рабочих агентов. Прокачивать го-
рячую нефть можно по кольцевой системе, т. е. 
в кольцевое пространство между эксплуатаци-
онной колонной и фонтанными трубами, и по 
центральной системе, т.  е. непосредственно в 
подъёмные трубы.
Преимущество  кольцевой  системы  состоит 
в  том,  что  депарафинизацию  можно  произ-
водить  без  остановки  работы  скважины;  для 
этого в затрубное пространство подаётся такое 
количество подогретой нефти, которое не на-
рушало бы фонтанирования скважины.
С этой целью в  межтрубное пространство с  
помощью АДП подается горячая нефть, кото-
рая нагревает НКТ, а восходящий по НКТ по-
ток растворяет и  выносят отложения.
300м    при    тепловой  обработке  в  фонтанной  
скважине  рисунке  показал,  что  термостаби-
лизация  наступает  приблизительно  через  2  ч 
начала закачки.
Расчеты распределения температуры в НКТ 
и  кольцевом  пространстве  скважин при дли-
тельной подаче горячей нефти с помощью аг-
регата  АДП  на  максимальном  режиме  с  тем-
пературой 1000С показывают, что на глубине 
500-800  м  температура  стабилизируется  на 
уровне 250С  
Температура плавления  парафина  превыша-
ет 500С, отсюда  следует, что  удаление  отло-
жений  происходит  за счет их  растворения  го-
рячей  нефтью. Для  растворения  отложений на  
больших  глубинах (более  300 м) необходимо 
использовать депарафинизированную нефть с 
содержанием парафиновых  фракций  не более 
1,5%. Недопустима повторная  закачка горячей  
нефти  из НКТ в межтрубное  пространство, в  
этом случае из-за  охлаждени  потока возмож-
ны  осаждение  парафина и  создание  пробки  
в  кольцевом  пространстве.
Технология промывки горячей нефтью  фон-
танных скважин не отличается от таковой  для  
скважин, эксплуатируемых с помощью СНШУ. 
Характерная особенность тепловых обрабо-
ток заключается в больших тепловых потерях 
в окружающие горные породы  в  начале  за-
качки. Согласно работе, коэффициент теплопе-
редачи 1-2 ч меняется кратно, поэтому глубина  
прогрева зависит  как от    дебита и  начальной  
температуры, так и  от времени с начала обра-
ботки. Замер  температуры в НКТ на глубине  
Разновидностью является использование про-
мывки одновренно с работой штанговых насо-
сов. Это повышает эффективность отмыва от-
ложений за счет интенсификации воздействия 
прокачиваемой жидкости на  элементы  обору-
дования и лучшего  выноса АСПО из  скважи-
ны [2].
Изменение температуры в НКТ на глубине 300м от вре-
мени при закачке горячей нефти (1000С)
Расход нефти,м3/ч:1-28,2,14
Распределение  температуры  по  НКТ(1)  кольцевому 
пространству(2) после закачки в межтрубное пространс-
тво 20м2 горячей нефти при расходе 9м3/ч
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

Литература
1. Н.Г. Ибрагимов Совершенствование ме-
тодов  защиты  колонны  НКТ  от  АСПО  на 
промыслах  Татарстана.  Нефтяное  хозяйс-
тво-2005. №6, с.110.
2. Б.Д. Елеманов, О.С. Герштанский. Ос-
ложнение при добыче  нефти. Москва: На-
ука, 2007.
3.  Технология  и  оборудование  для  добычи 
нефти  из  скважин,  осложненных  асфаль-
то-смоло-парафиновыми 
отложениями. 
Электронная версия на сайте/// www.runeft.
ru/library/articles/46/5222/
4.  Комплекс  оборудования  для  промывки 
и  прогрева  скважин  через  полые  штан  ги 
(ОППС).  Электронная  версия  на  сайте///
www.elkam.ru/kompleks-oborudovaniya-dlya-
promyvki-i 
progreva-skvazhin-cherez-polye-
shtangi-opps.html
5. Какие технические новинки появились в 
последнее  время  на  нефтепромысле.  Элек-
тронная  версия  на  сайте///  http://neftianik.
lukoil-perm.ru/
6. Химические методы борьбы с отложе-
ниями  парафина.  Электронная  версия  на 
сайте/// http://aisteco.ru/otlojeniya_parafinov_
v_truboprovodah/5_himicheskie_metody_
borby_s_otlojeniyami_parafina.html
7.  Электронная  версия  на  сайте///  http://
www.kaskadservice.ru/tehnology/analysis.html
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

С
тратиграфически  квазиплатформенный  чехол  вклю-
чает  комплекс  пород  верхнего  палеозоя,  широко  рас-
пространенных  в  Торгайском  регионе  (депрессии),  на 
Нижне-Сырдарьинском  своде,  в  Шу-Сарысуском,  Тенизском  и 
Сырдарьинском бассейнах и представленных в основном конти-
нентальными  красноцветными  образованиями  среднего  -  верх-
него девона (возможно красноцветной толщей нижнего фамена), 
среднего - верхнего карбона и разнообразными известняками фа-
менского яруса верхнего девона, а также турнейского и визейско-
го ярусов нижнего карбона. Помимо этого на больших участках 
установлено  развитие  нижне-среднедевонских  вулканогенных  и 
вулканогенно-осадочных комплексов пород.[1]
Данный структурный этаж распространен в основном в преде-
лах северо-западного сектора Арыскумской депрессии и западной 
половины Мынбулакской седловины, включая и большую часть 
Жинишкекумской грабен - синклинали. Однако не все составные 
элементы  имеют  одинаковое  площадное  развитие.  Так,  нижне-
среднедевонские  образования,  являющиеся  наиболее  древними 
среди  квазиплатформенных,  вскрыты  рядом  глубоких  и  струк-
турных  скважин  на  площадях  Сакпай  и  Бестобе  на  восточном 
борту Арыскумской грабен-синклинали и площадях Алтынсарын 
(Мынбулакская седловина). Литологически они представлены че-
редованием алевролитов, песчаников и аргиллитов коричневых, 
коричневато-серых, реже близких к шоколадным, иногда пепель-
но-серых  с  углами  напластования  от  5-10°  до  60-70°.  На  отде-
льных  участках  отложения  нижнего-среднего  девона  выражены 
конгломерат-брекчией, состоящей из остроугольных и слабоока-
танных обломков серо-коричневых и пепельно-серых песчаников 
и  алевро-аргиллитов,  прослоями  вулканомиктовых,  трещинова-
тых, залеченных железисто-карбонатным материалом.
Более молодые средне-верхнедевонские породы, представлен-
ные  континентальными  красноцветными  алевропесчаниками  с 
подчиненными  прослоями  конгломератов  и  гравелитов,  вскры-
ты  скважинами  9-С  Мынбулак,  2-Г  Майбулак  соответственно  в 
интервалах 2031-2035 и 989-1121 м, 50-С Долдабай в интервале 
глубин 1133-1152 м, 24-С Мынбулак с глубины 740 м, 4-Г и 6-Г 
Жинишкекум в интервалах 2485-2523 м и 1693-1782 м. Послед-
ней скважиной в интервале 1778-1782 м пройдены туфопесчани-
МАЖИТОВ А.Н.
магистрант Каз НТУ 
им. К.И. Сатпаева
строение 
КвазиплатФорменного 
КомплеКса 
Южно-торгайсКого прогиба
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

ки  буровато-серые  с  темно¬зеленым  оттенком, 
с  многочисленными  трещинами,  залеченными 
кремнистым  и  кремнисто¬карбонатным  мате-
риалом.  Помимо  этого,  средне-верхнедевонские 
красноцветы,  представленные  переслаиванием 
крепких,  часто  сливных  песчаников  и  аргилли-
тов, вскрыты многими скважинами на площади 
Кызылкия.
Более  верхние  части  разрезов  квазиплатфор-
менного  чехла,  сложенные  сероцветными  кар-
бонатными образованиями верхнедевонско-ниж-
некаменноугольного,  а  возможно  и  визейского 
возраста, вскрыты скважинами 1-С в интервале 
758-1134 м, 3-Г, 5-Г и 63-С Дощан, 1-Г и 2-Г Кен-
лык, 28-С Кокбулак, 1-П, 2-Г и 3-Г Жинишкекум. 
Известняки разнообразные по составу: от хемо-
генных до органогенных, иногда глинистые, час-
то  кавернозные,  трещиноватые,  с  редкими  про-
слоями аргиллитов серых известковистых.
Породы  более  высоких  стратиграфических 
уровней  верхнего  палеозоя,  составленные  в  ос-
новном красноцветными, мелкогалечными конг-
ломератами, постепенно переходящими вверх по 
разрезу  в  алевролиты  и  аргиллиты,  коричневые 
с  дресвой  и  галькой  зеленоцветных  эффузивов, 
установлены  в  разрезе  скв.2-Г  Жинишкекум  в 
интервале  2880-3005  м.  Возраст  данной  толщи, 
по  аналогии  с  сопредельными  регионами  Тор-
гайского  прогиба,  Шу-  Сарысуского  бассейна  и 
другими и по положению в разрезе, принят сред-
некаменноугольным.
Анализ материалов геологических и геофизи-
ческих исследований показывает, что квазиплат-
форменные  образования  верхнего  палеозоя  в 
тектоническом  плане  представляют  собой  об-
ширную  наложенную  мульду,  сформировавшу-
юся  на  эродированной  поверхности  нижнепро-
терозойского  фундамента  Южно-Торгайского 
бассейна. Во внутренних его районах они имеют 
ограниченное  распространение.  По  последним 
данным,  они  в  виде  узкой  синклинали  (65  х  15 
км)  меридиональной  ориентировки  занимают 
центральную часть девонской мульды, протяги-
ваясь от площади Кенлык на юге до Долдабайс-
кой на севере (Рис. 1). [2]
Вероятно, эти образования имели практически 
повсеместное развитие в Южно-Торгайском бас-
сейне (Ю.А. Зайцев, А.А. Абдулин и др., 1985), 
но в последние эпохи тектогенеза были денуди-
рованы.
Первые  отголоски  грядущих  геологических 
катастроф в Южно-Торгайском регионе прояви-
лись уже на рубеже ранне и среднекаменноуголь-
ной эпох. Они выразились в континентализации 
условий  накопления  среднекаменноугольных 
образований, в постепенном воздымании изуча-
емого  района  под  воздействием  эпейрогеничес-
ких движений и т.д.  Более серьезные коллизии 
отмечаются  к  концу  среднего-началу  позднего 
карбона.  Они  проявились  в  дифференциации 
его территории на относительно приподнятые и 
опущенные  блоки,  фиксируемые  колебаниями 
мощностей  и  литологическим  разнообразием 
накопленных  осадков.  Вместе  с  тем  нельзя  от-
рицать вероятность того, что Южно-Торгайский 
срединный массив на протяжении всего позднего 
карбона и ранней перми представлял собой невы-
сокое плато с развитием слабо выраженных про-
цессов денудации и плоскостного смыва. Однако, 
не исключен вариант преобладания в указанные 
интервалы геологического времени в его преде-
лах и малоамплитудного погружения с осадкона-
коплением, свойственным срединным массивам.
 
Рис. 1 Структурная карта по опорному 
горизонту ОГ III 
(север Арыскумского прогиба)
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

Наиболее серьезные структурно-тектонические 
изменения на исследуемой территории связаны с 
завершающим  этапом  герцинского  тектогенеза, 
прошедшего  в  Уральской  и  Джунгаро-Балхашс-
кой складчатых системах. В пределах западного и 
южного обрамлений каледонского массива Цент-
рального Казахстана и Южного Тургая они в час-
тности, проявились в возрождении деятельности 
допалеозойских и палеозойских дизъюнктивных 
нарушений, приведших к дифференциации терри-
тории всего обрамления на относительно припод-
нятые и опущенные преимущественно линейные 
блоки.  В  процессе  тектонической  активизации 
и  сопутствующей  дифференциации  вовлеклись 
в  первую  очередь,  области,  соседствующие  со 
складчатыми системами или располагающиеся в 
зонах развития трансформных разломов, что под-
тверждается развитием эффузивного магматизма 
и накопления вулканогенно-осадочных образова-
ний пермо-триаса в Илийской впадине и триаса 
в Убагано-Кушмурунской зоне и грабен-синкли-
налях Южно-Торгайского бассейна. Процесс ак-
тивизации исследуемой территории как наиболее 
удаленной от Уральской и Джунгаро-Балхашской 
систем  проявляется  лишь  на  рубеже  триасовой 
и  юрской  эпох.  Последнее  находит  наглядное 
подтверждение в возрасте накопленных отложе-
ний, датируемых здесь в основном нижней юрой. 
Именно  с  завершающей  стадией  герцинского 
тектогенеза связано заложение Торгайской мезо-
зойской  рифтовой  системы.  Если  Арыскумской 
рифтовой зоне характерна Северо-Тяньшаньская 
ориентировка,  то  в  Жиланшикской,  Убагано-
Кушмурунской и Приишимской-проуральская, а 
современная Мынбулакская седловина представ-
ляла  собой  относительно  стабильный  геоблок, 
практически не затронутый региональными раз-
ломами как проглавнокаратауской, так и процен-
тральноторгайской ориентировки. 
Немаловажная роль в этом процессе принадле-
жит также Белеутинскому субширотному разло-
му,  припятствовавшему  дальнейшему  проявле-
нию  в  северном  направлении  ряда  внутренних 
дизъюнктивов  Арыскумского  бассейна.  Вместе 
с тем положение Мынбулакского геоблока меж-
ду  двумя  разноориентированными  системами 
трансформных  разломов  не  могло  каким-либо 
образом не отразиться на строении его внутрен-
них  участков.  Оно  выразилось  на  интенсивном 
кливажировании и трещиноватости домезозойс-
ких  пород  и  заложении  небольших  малоампли-
тудных грабенов и грабен-синклиналей соответс-
твенно  северо-восточной  и  субмеридиональной 
ориентировок.
ВЫВОДЫ
Таким образом, на завершающем этапе герцин-
ского тектогенеза в целом закладывается каркас 
ранне-среднемезозойской  рифтовой  системы, 
выраженной  в  развитии  системы  грабенообраз-
ных структур Жиланшикского прогиба.
Литература
1. Геология и полезные ископаемые юго-вос-
тока  Тургайского  прогиба  и  Северного  Улы-
тау. / Абдулин А.А., Цирельсон Б.С., Волж Ю.А. 
Алма-Ата: Наука, 1984. 
2. Жолтаев Г.Ж., Шахабаев Р.С. и др. Текто-
ническое  развитие  и  нефтегазоносносность  
Южно-Торгайского бассейна. Алматы, 2004.  
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
0
С
овременное  состояние  разработки  нефтяное  место-
рождение Узень обусловлено ухудшением структуры 
текущих  и  вводимых  в  освоение  запасов,  неодно-
родностью нефтяных пластов по литологии и коллекторским 
свойствам. Наличие в продуктивных пластах низкопроницае-
мых коллекторов, отличающихся повышенным и высоким газо-
вым фактором, способствует отложению высокомолекулярных 
соединений в пласте и вблизи забоев добывающих скважин. 
Для борьбы с данными сложностями более эффективным яв-
ляется  применение  тепловых  методов,  которые  основаны  на 
искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для 
снижения  вязкости  пластовой  нефти  и  соответственно  оста-
точной  нефтенасыщенности  пласта.  Также  важным  является 
учет  влияния  теплофизических  процессов,  происходящих  в 
пласте.
Для  системного  анализа  процессов,  происходящих  при 
тепловом воздействии на пласт, и повышения эффективнос-
ти разработки нефтяных и газовых месторождений в неизо-
термических  условиях  с  помощью  гидродинамического  мо-
делирования  требуется  разработать  и  внедрить  в  практику 
исследовательских  работ  новые  алгоритмы  и  программные 
продукты.
Поэтому  тема  диссертационной  работы,  посвященной  ин-
формационной поддержке процесса моделирования теплово-
го воздействия на нефтенасыщенный пласт по мониторингу 
влияния температурного поля пласта и скважин на повыше-
ние  эффективности  разработки  нефтяного  месторождения, 
является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли.
С  исследованием  температурных  полей  в  нефтегазовых 
пластах  связано  большое  число  работ  научных  школ  Баш-
кирского,  Казанского,  Латвийского  госуниверситетов,  науч-
но-исследовательских и проектных институтов нефтегазовой 
промышленности,  а  также  зарубежных  исследователей.  В 
подавляющем  большинстве  этих  работах  в  основу  исследо-
ваний  положена  “схема  сосредоточенной  ёмкости”,  которая 
КАМБАКОВ Т.У.
кандидат технических наук, 
доцент КазНТУ  
им. К.И. Сатпаева, 
г. Алматы
АЛТЕНОВ С.С.
магистрант КазНТУ  
им. К.И. Сатпаева, 
г. Алматы
использование источниКов 
тепла длительного действия 
для повышение неФтеотдачи 
пластов
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
1
предполагает, что поле температуры в интер-
вале пласта не зависит от вертикальной коор-
динаты. 
Необходимо  отметить  работу  Х.А.  Ловерье 
[98],  в  которой  рассмотрена  термически  ани-
зотропная  среда,  обладающая  следующими 
свойствами: пористый пласт, в который нагне-
тается  вода,  имеет  бесконечно  большую  теп-
лопроводность в вертикальном направлении и 
не проводит тепло посредством теплопровод-
ности в горизонтальном направлении, породы, 
окружающие этот пласт, имеют конечную теп-
лопроводность в вертикальном направлении и 
не  проводят  тепло  в  горизонтальном  направ-
лении.  Как  было  показано  Г.Е.  Малофеевым 
[42]  и  Н.А.  Авдониным  [1],  схема  Ловерье 
даёт  вполне  удовлетворительные  результаты, 
несмотря на упрощённые условия теплопере-
носа.
Большой  вклад  в  изучение  температурных 
полей  в  нефтяных  пластах  внёс  Л.И.  Рубин-
штейн  [64].  Он  разработал  схемы,  названные 
“точной  схемой”  и  “схемой  сосредоточенной 
ёмкости”.  В  “точной  схеме”  пласт  и  окру-
жающие  его  породы  считаются  термически 
изотропными,  имеющими  теплофизические 
характеристики, совпадающие с характеристи-
ками реального пласта, его кровли и подошвы. 
“Схема  сосредоточенной  ёмкости”  близка  к 
схеме Ловерье. 
Считается,  что  пласт  имеет  бесконечно 
большую  теплопроводность  в  вертикальном 
направлении,  а  теплопроводность  пласта  в 
направлении  его  простирания  считается  ко-
нечной,  совпадающей  с  теплопроводностью 
реального  пласта.  Породы  считаются  терми-
чески  изотропными  с  реальным  значением 
коэффициента теплопроводности. Теоретичес-
кие изучения температурных полей при нагне-
тании  в  пласт  воды  проводились  также  М.А. 
Пудовкиным [63].
Вопросы  захоронения  радиоактивных  от-
ходов  в  геологических  формациях  и  возни-
кающие  при  этом  экологические  проблемы 
подробно  рассматривались  многими  исследо-
вателями, среди которых можно выделить А.С. 
Белицкого, Е.И. Орлову [5], А.И. Рыбальченко, 
М.К. Пименова [65]. Исследованию гидродина-
мики и массопереноса загрязнителя посвяще-
но большое число научных работ сотрудников 
ВНИИВодгео.  Наиболее  ценные  результаты 
получены  при  проведении  численных  расчё-
тов на ЭВМ по методу конечных разностей.
Расчёт пространственно-временных распре-
делений  концентрации  радиоактивных  отхо-
дов  в  глубоко  залегающих  пластах  сводится 
к решению краевых задач конвективной диф-
фузии  в  пористых  средах.  Соответствующие 
задачи  обладают  большим  разнообразием,  и 
решение их зачастую сопряжено со значитель-
ными трудностями. В настоящее время новые 
перспективы в исследовании динамики полей 
температур открывает использование модифи-
кации  асимптотических  методов,  ориентиро-
ванной на задачи скважинной термодинамики 
(А.И. Филиппов). Она была использована для 
создания  теории  температурных  и  массооб-
менных  процессов  при  закачке  жидкости  в 
пласты  (О.И.  Коркешко)  и  баротермического 
эффекта  (Н.П.  Миколайчук),  при  моделиро-
вании  фильтрации  газожидкостных  смесей 
и  аномальной  жидкости  (Е.М  Девяткин,  Г.Я. 
Хусаинова), движения жидкости по скважине 
(П.Н. Михайлов, О.В. Ахметова), термическо-
го воздействия на пласт на основе фильтраци-
онно-волновых  процессов  (М.Р.  Минлибаев, 
Г.Ф. Ефимова).
Все вышесказанное свидетельствует об акту-
альности выбранной проблемы исследования.
Повышение  нефтеотдачи  на  разрабатывае-
мых  месторождениях  равносильно  открытию 
новых  месторождений,  поэтому  данная  про-
блема  актуальна  для  всех  нефтедобывающих 
стран мира.
Несомненно, что из всех новых методов по-
вышения нефтеотдачи пластов наиболее подго-
товленными в технологическом и техническом 
отношении являются термические, позволяю-
щие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с 
увеличением при этом конечной нефтеотдачи 
до 30 - 50%. В частности, метод паротеплово-
го воздействия наиболее распространен как на 
промыслах стран СНГ, так и за рубежом.
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12
2
Р
ассматриваемая модель горизонтального скачкообраз-
ного перемещения древних платформ в определенные 
периоды тектонической активности Земли очень близ-
ко с современными механизмами образования тектонических 
надвиговых покровов, эшелонированных структур с горизон-
тальными смещениями. 
Одним морфологическим выражениям горизонтальных пе-
ремещений  в  зонах  глубинных  разломов  является  системы 
местных,  приуроченных  к  зонам  сдвигов,  складок,  законо-
мерная  ориентировка  которых  указывает  на  непосредствен-
ную связь между обеими структурами. Например, глубинный 
разлом  отделяющий  Сахарский  Атлас  Сахары,  распадается 
на серию кулисных разломов по типу правого сдвига. Глубо-
ко погребенные сдвиги могут находиться в тех местах, где на 
поверхности  наблюдается  сбросы  кулисообразно  ориентиру-
ющиеся  и  одновременно  вытянутые  вдоль  узкого  пояса,  как 
например на Апшеронском полуострове.
Часто  глубинные  разломы  в  широких  складчатых  поясах 
имеют различный возраст, горизонтальные перемещения (сме-
щения),  которых  характеризует  геологическую  историю  раз-
вития тектонических движений.
Например, глубинный Срединный разлом Большого Кавказа 
функционировал в нижнем палеозое, потому что приразлом-
ный синклинорий сложен только нижнепалеозойскими поро-
дами, а клиппен в его зоне содержит кембрийскую фауну. Тыр-
ныауз-Пшекишский разлом был длительным главным образом 
в среднем и верхнем палеозое, хотя небольшие магматические 
проникновения по разлому имели место вплоть до плиоцена. 
Южный глубинный разлом проявился, главным образом, в ме-
зозое и кайнозое, хотя можно проследить следы движений по 
системе его разрывов в нижнем палеозое.
Другой  разновидностью  разломный  тектоники,  состоящий 
изначально из разрывов взбросо-надвигового типа, с переме-
щением во многих десятков или даже сотни километров счи-
тается тектонический покров.
ХАЛЕЛОВ А.К.
к. г.-м. н., Каз НТУ 
им. К.И. Сатпаева
БЕГИМБЕТОВ А.М. 
магистрант Каз НТУ 
им. К.И. Сатпаева
геодинамичесКая природа 
надвиговых поКровов
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

Альтернативные  пояснения  тектонических 
покровов - особо важно для компрессионных 
сооружений.
Важной  чертой  покровной  тектоники  яв-
ляется  структурно-фациальная  зональность. 
Породы, слагающие различные покровы, про-
исходят  из  различных  тектонических  зон,  во 
многих случаях первоначально ограниченных 
более или менее крупными разломами конседи-
ментационного типа. Именно поэтому многие 
покровы  представляют  не  только  обособлен-
ные тектонические единицы, но также и стра-
тиграфические единицы характерного состава, 
породы которых отличаются от пород того же 
возраста,  образующих,  другие  покровы.  Пок-
ровы  возникают  и  развиваются  в  основном 
при геосинклинальном режиме и распростра-
нены практически во всех геосинклинальных 
складчатых  системах.  Смещения  охватывают 
целые  складчатые  комплексы  нередко  не  по 
одной, а по нескольким параллельным повер-
хностям срыва.
Самым  широким  распространением  среди 
покровной  складчатости  пользуются  складки 
регионального сжатия (компрессионные), воз-
никающие  в  результате  продольного  прогиба 
слоистых  толщ  под  воздействием  горизон-
тального ориентировочного стресса. Этот тип 
складок развит на огромных площадях среди 
геосинклинальных  формаций  и  считается  яр-
ким  показателем  геосинклинального  режима 
развития земной коры. Следует заметить, что 
складчатость  данного  типа  местами  распро-
страняется и на прилегающие к геосинклина-
лям  части  платформ  (горы  Атласа  в  Северо- 
Западной  Африке,  юрские  горы  в  Западной 
Европе,  гряда  Чернышева  в  Тимано-Печорс-
кой области и др.) [1]
Считается,  что  платформенная  складча-
тость, подобно геосинклинальной, образуется 
вследствие регионального сжатия, направлен-
ного от геосинклинальных складчатых систем. 
Одним  из  убедительных  доказательств  (В.Е. 
Хайн  1985)  большой  роли  тангенциальных 
напряжений  сжатия  в  деформациях  платфор-
менного  чехла  является  развитие  в  нем  над-
виговых  структур.  Примером  является  Жи-
гулевский  надвиг,  описанный  впервые  А.  П. 
Павловым и подтвержденный бурением, пред-
полагается  существование  такого  же  надвига 
на  северной  периферии  Оренбургского  вала, 
известны  надвиги  вдоль  Северной  окраины 
Донецкого  кряжа.  Все  они  параллельны  аль-
пийскому  складчатому  поясу,  хотя  отстоят  от 
него на сотни километров. На такое же рассто-
яние распространяются исходящие от альпий-
ского пояса деформации чехла в Западной Ев-
ропе, включая вал Вилд-Пан-де-Брэй в районе 
Ла-Манша  и  надвиг  по  северной  периферии 
Гарца  и  Куяво-Поморский  складчатый  вал  в 
Польше. Еще более яркий пример - Тянь-Шан-
ская  складчатость  чехла  Южно-Китайской  и 
Северо-Китайской платформ, параллельно Ти-
хоокеанскому  поясу  и  явно  с  ним  связанная. 
Время проявления этих деформаций совпадает 
с аналогичными событиями в альпийском по-
ясе. 
Компрессионные  покровы  имеют  общие 
происхождения со складчатостью сжатия и те-
чения.
Переход постэрозионных покровов в консе-
диментационных  образованиях  наиболее  ха-
рактерны  для  горных  сооружений  Западного 
Средиземноморья.  Особенно  грандиозен  их 
масштаб в районе Гибралтарской дуги, соеди-
няющий Бетскую Кордильяру (Испания) и Эр-
Риф (Марокко) и пересекающий одноименный 
пролив. Установлено что здесь флишевые пок-
ровы распространяются по дну океана на 500 
км к востоку от пролива и достигают глубины 
4000 м. Близкое по масштабу явление обнару-
жено в Ионическом море, в Предрифском про-
гибе Марокко и на подводной окраине Сици-
лии и Калабрии.
В  направлении  от  периферии  к  центру 
складчатого  сооружения  складки,  продольно-
го  изгиба,  иногда  осложненные  диапиризмом 
(доскладчатые  покровы)  сменяются  складка-
ми  скалывания  (послескладчатые  покровы) 
а  затем  течения  вплоть  до  гранитогнейсовых 
куполов.
Примером  доскладчатого  покрова  может 
служить  пологий  согласный  покров,  развива-
ющийся  по  подошве  серпентинизированных 
ультрабазитов в Вединский офиолитовой зоне 
на Малом Кавказе.
Покровы  скалывании,  отличающийся  рас-
пространением  на  большой  площади,  с  на-
иболее значительными амплитудами горизон-
тального  смещения,  достигающими  150-200 
км и, возможно больше. Решающие значения 
в  образовании  их  имеют  глубинные  подвиги 
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

гранитометаморфического  фундамента  под 
относительно  рыхлый  и  пластический  чехол 
осадочных  пород,  наваливающийся  на  фронт 
глубинного подвига. (О. Ампфере 1906 г.) Пок-
ровы  скалывания  широко  распространены  у 
фронта Восточных Карпат. Наиболее логичное 
объяснение  классической  покровно-чешуй-
чатой  структуры  этой  области  заключается, 
в  допущении  подвига  кристаллического  фун-
дамента  платформы  под  краевую  часть  Кар-
пат. Максимальная интенсивная фаза подвига 
фундамента платформы связана с ранним мио-
ценом. В результате движений возникла утол-
щение коры под внешними Карпатами на 8-10 
км. В близких условиях возникла покровы на 
западном склоне Урал, где они связаны с под-
вигом  конце  палеозоя  фундамента  восточной 
окраины платформы под Уральскую геосинк-
линаль. Аналогичная картина строения харак-
терна для Скалистых гор Канады и Аппалачей. 
Сейсморазведочные  работы  показали,  что 
Аппалачи на всю свою ширину надвинуты на 
восточное  продолжение  Североамериканской 
платформы.  В  скалистых  горах  Канады  про-
должение  продвинутого  фундамента  перера-
ботано и вовлечено в деформации ленинского 
типа метаморфического комплекса Централь-
ных Кордильер.
Покровы  чехла  (послескладчатые)  сменя-
ются  покровами  основания  Пенинского  типа 
(соскладчатые  покровы)  с  участием  пород 
гранитогнейсового  слоя,  и  далее  офиолито-
выми  покровами.  Покровы  пенинского  типа, 
названные так по Пенинской группе покровов 
Альп, состоящие из пачек лежащих складок с 
редуцированными  нижними  крыльями  анти-
клиналей и с ядрами из глубоко метаморфизо-
ванных  пород  комплекса  основания.  Нередко 
они  выражаются  в  виде  опрокинутых  и  рас-
тянутых гранитогнейсовых валов. Такие пок-
ровы  наблюдаются  в  каледонидах  Восточной 
Гренландии,  в  центральной  части  Канадских 
Кордильер. Корни покровов основания сложе-
ны теми же породами, но залегающими верти-
кально сильно переработанными. В офиолито-
вых покровах, в нижней перидотитовой части 
развиты складки течения вероятно за счет про-
цесса перемешивания их продуктов. [2, 3]
На  погружениях  складчатых  сооружений  и 
в  поперечных  прогибах  между  ними  иногда 
развита  поперечная  складчатость.  Типичный 
пример-  складчатость  Южно-Каспийской 
впадины,  расположенной  между  Большим 
Кавказом  и  Копетдагом.  Ее  образование  объ-
ясняется  продольным  отжиманием  материала 
со стороны наиболее сжатых центральных час-
тей орогенов, расположенных на наибольшим 
сближении  сталкивающихся  литосферных  
плит. Глубина захвата покровами земной коры 
весьма различна. Минимальная глубина обра-
зования  покровов,  исходя  из  вязкости  пород, 
геостатического  давления  и  внутрипорового 
давления воды, противодействующего геоста-
тической нагрузке, не может быть менее 1,5-2 
км.
В  образовании  покровов,  как,  впрочем,  и 
других  видов  деформаций  слоистых  толщ, 
большое значение придается внутрипоровому 
давлению  воды  или  минеральных  растворов, 
уравновешивающему  вертикальной  нагрузки 
и способному удержать пластины покровов в 
полувзвешенном  состоянии,  что  в  значитель-
ной  степени  облегчает  их  горизонтальное 
скольжение.  По  мнению  И.И.  Белостоцкого 
гравитационное  смещение  аллохтона  при  та-
ких  условиях  может  осуществляться  в  усло-
виях  незначительного  бокового  стресса  при 
углах наклона всего 1-3° Например, Централь-
но-Балканский покров. Максимальная глубина 
образования покровов соизмерима с толщиной 
океанической и даже литосферы в серединных 
хребтах, а также с толщиной, по крайней мере, 
верхней части континентальной коры включая 
гранитогнейсовый слой. 
В.Е.  Хайн  отметил,  что  на  основании  ряда 
примеров установленное смещение аллохтона 
в Альпах и Карпатах происходило не плавно, а 
отдельными скачками.  Это согласуется с изме-
нением  глобального  возмущения  магнитного 
поля при пересечении Солнечной системы зон 
сгущении и разряжений звезд, образующиеся 
спирали нашей Галактики.[4]
Таким  образом,  можно  предположить,  что 
одной  из  основных  поверхностей  перемеще-
ния  на  современном  этапе  развитие  Земли  в 
пределах  платформ  является  граница  основа-
ния аллохтона.
Для  покровов  Динарид  И.И.  Белостоцкий 
выделяет пять фаз движений от середины мела 
до раннего миоцена - это явления является од-
ним  критериев  связи  циклов  тектонической 
активности Земли с развитием расширяющей 
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ
ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЬ И ГАЗ

«Ә
д
іл
ет
т
ің
» 
ғы
л
ы
м
и 
ең
б
ек
т
ер
і №
 1
 (
39
) 
20
12

спиральной  нашей  Галактики  и  вращениями 
Солнечной системы вокруг нее и совпадает с 
фазами тектонической активности Земли,
1. Австрийская - на границе между нижним 
и верхним мелом
2. Ларамийская - на границе между палеоце-
ном и эоценом
3.  Пиренейская  -  на  границе  эоцена  и  оли-
гоцена
4. Савская - на границе олигоцена и миоце-
на
5. Дунайская - в миоцене
По  строению  складчатые  сооружения  под-
разделяются  на  два  главных  типа  окраин-
но-континентальные  и  межконтинентальные 
(коллизионные).
В  окраино-континентальных  сооружениях 
одно  крыло  обращено  к  океану  или  окраин-
ному морю под него подвинуто океаническая 
кора (иногда, как в Калифорнии оно обрезано 
трансформным  разломом),  а  другое  крыло  к 
континенту и под него пододвинута континен-
тальная кора фундамента прилагающей плат-
формы.
Межконтинентальные сооружения являются 
продуктами  коллизии  двух  континентальных 
плит,  подвига  одной  континентальной  пли-
ты  под  другую.  Соответственно  они  обычно 
имеют  резко  ассиметричную  структурную 
направленную в сторону подвинутой плиты - 
вергентность. На противоположенной стороне 
в относительно узкой полосе иногда наблюда-
ются явление обратного опрокидывания скла-
док и надвигов - явления ретрошарьяжа.
Согласно  рассматриваемый  геодинамичес-
кой модели скачкообразно перемещения верх-
ней части континентальной коры при наличии 
мощного осадочного чехла или по поверхнос-
ти  Конрада,  в  случае  дислокации  над  рифто-
генной зоной создаются наиболее благоприят-
ные  условия  для  образования  залежей  нефти 
и газа. В основном это глубокие впадины де-
прессии,  прогибы  и.т.д.  Одним  из  причин  их 
образования  служит  наличие  тектонического 
нарушения в нижней автохтонной части геоло-
гического разреза, во вторых мощного осадко-
накопления.
По достижении поверхностью осадков про-
филя  равновесия  их  дальнейшие  накопление 
невозможно  без  опускания  дна  бассейна,  со-
здающего  пространство  возможного  осад-
конакопления.  Например,  угленосная  толща 
карбона Донецкого бассейна (около 12 км) или 
нефтяная,  так  называемая  продуктивная  тол-
ща плиоцена Апшеронского полуострове, (до 
5 км). Наличие в осадочной толще глин, гли-
нистых  известняков,  битуминозных  глинисто 
кремнистых  известняков  и  сланцев  являются 
одним из критериев для образования и скопле-
ния залежей нефти и газа, как нефтематеринс-
кие породы. Кроме глинистых пород, глубоко-
водные вулканогенные формации,  сложенные 
разнообразными  кремнистыми  породами,  а 
также  сплитовыми,  и  андезитобазальтовыми 
породами  и  их  туфами,  связанные  с  подвод-
ным  вулканизмом  могут  быть  нефтепроизво-
дящими,  например  миоценовые  отложения 
Калифорнии.
Согласно  этой  геодинамической  концепции 
нефтегазоносные  провинции  древних  плат-
форм  в  определенные  эпохи  развития  Земли 
были  дислоцированы  в  трех  субширотных 
планетарных зонах растяжения и сжатия, обус-
ловленные  геодинамическими  планетарными 
особенностями  геоида  вращения.  В  пределах 
материков  они  особенно  четко  проявляются 
как  зоны  горообразования,  а  на  территории 
акватории  океаны,  характеризуется  постоян-
ными течениями по направлению с запада на 
восток. Наиболее известны среди них Северо-
Атлантическое  и  Северо-Тихоокеанское  тече-
ния в северном полушарии, а также гигантская 
непрерывная «река» на пятидесятых широтах 
южного  полушария  -  Антарктическое  цирку-
лярное течение.
Все  три  зоны  в  плане  имеют  общее  плане-
тарное  строения,  наличием  развития  микро-
лит,  ограниченных  активной  окраиной  глу-
боководными  желобами,  островными  дугами 
трансформными разломами скольжения. Кро-
ме  того,  по  строению  им  характерно  отсутс-
твие  или  утонение  континентальной  коры  и 
развитие бассейнов опускания.
Первой  зоной  является  зона  палео  Тетиса 
- акватории Средиземного, Черного и Южная 

жүктеу/скачать 2,13 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: