Южно-Гремячное месторождение. Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан.. 1. общие сведения о районе работ

• Название: 1. общие сведения о районе работ
• Анкор: Южно-Гремячное месторождение
• Дата: 16.06.2022
• Размер: 5.77 Mb.
• Имя файла: Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан..doc
• Тип: Реферат; #596862
• страница: 2 из 16

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

1.1 История развития региона

География размещения и нефтегазоносность осадочных бассейнов Казахстана.Согласно схемы нефтегеологического районирования А.А. Бакирова на территории Казахстана располагаются две выявленные и одна перспективная нефтегазоносные провинции (их части). В выявленных провинциях к настоящему времени открыто более 200 нефтяных, газовых, нефтегазовых и конденсатных месторождений.

Наибольшую значимость для экономики Казахстана имеет старейшая, открытая в 1911 году (Доссор) Прикаспийская нефтегазоносная провинция, которая тектонически контролируется глубочайшей впадиной мира–Прикаспийской. В региональном тектоническом плане Прикаспийская впадина представляет собой юго-восточную глубокопогруженную часть древней Восточно-Европейской платформы. В этой связи необходимо особо отметить, что Прикаспийская впадина уникальная, где древний докембрийский кристаллический фундамент в её центре погружен на глубину 22-24 км (геофизические данные). От центра к бортам (восточному, северному, западному и южному) поверхность фундамента ступенчато воздымается до глубин 6-7 км.

Территория провинции огромна. Размеры её по широте превышает 800 км, по меридиану – более 700 км. Основная её территория (примерно две третьи) принадлежит Республике Казахстан, остальная - прилегающим областям Российской Федерации. Западно-Казахстанская, Атырауская и Актюбинская административные области полностью расположены на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Указанные области все являются нефтегазодобывающими, но 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 (Доссор). Второе место по добыче нефти и газа, по-видимому, необходимо отдать Актюбинской и третье – Западно-Казахстанской административным областям. Количество месторождений нефти и газа, а также запасы УВ месторождений, расположенных в пределах упомянутых административных областей, также неодинаково. На территории Атырауской области располагается нефтяной гигант Тенгиз (подсолевой), Кашаган (акватория Северного Каспия). В соседней Астраханской области России в подсолевых отложениях рассматриваемой провинции открыто еще 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 – Кенкияк, Шубаркудук, Каратюбе, Акжар, Кокжиде и другие. Количество месторождений на территории Западно-Казахстанской области невелико, из них в разработке находится только одно нефтегазоконденсатное подсолевое гигантское месторождение Карашыганак. В подсолевых отложениях также открыты мелкие и средние нефтегазоконденсатные месторождения: Тепловское, Восточно-Гремячинское, Гремячинское и газовые Цыгановское, Ульяновское, Токаревское. В надсолевых отложениях в центре впадины, к востоку от Урала выявлены мелкие нефтяные месторождения: Чингиз, Кубасай, Бекет и мелкие газовые в междуречье Урала и Волги: Порт-Артур, Ушкультас и Аукетайшагыл, которые в данное время находятся в консервации.

В региональном тектоническом плане наибольшее количество месторождений выявлено в восточной и юго-восточной частях провинции, наименьшее – в северной и западной. Осадочный чехол провинции (6 – 24 км) подразделяется на три литолого-стратиграфических мегакомплекса: подсолевой, надсолевой (мезо-кайнозой и верхняя пермь) и, разделяющий их, соленосный, (нижняя пермь, кунгурский ярус). На многих площадях бурением вскрыты и изучены породы мезо-кайнозоя, соленосного комплекса и подсолевые: ассельский, сакмарский и артинский ярусы нижней перми и каменноугольные отложения. Девонские породы вскрыты скважинами в пределах отдельных месторождений (Карашыганак, Тенгиз и др.) Прикаспийская платформенная нефтегазоносная провинция палеозойско-мезозойского, частично кайнозойского нефтегазонакопления имеет чрезвычайно широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности. В изученном осадочном чехле выделены девонский, каменноугольный, нижнепермский, триасовый, средне-верхнеюрский, нижнемеловой и неогеновый (плиоценовый) региональные продуктивные комплексы. Наибольшими запасами углеводородов в них обладают каменноугольный и нижнепермский подсолевые комплексы. Характерной особенностью подсолевого разреза является наличие в нем 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 пермь Кенкияка, девонские отложения Карашыганака). В подсолевых отложениях месторождения нефти и газа контролируются высокоамплитудными (сотни метров) куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями, а также тектоно-седиментационными и рифогенными выступами. 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 отложениях, чаще всего, являются массивные, значительно реже встречаются пластово-массивные и пластовые сводовые залежи. Интервалы глубин залегания подсолевых продуктивных комплексов колеблются от 2700-3600 (Жанажол) до 3800-5500 и более Тенгиз, Карачаганак. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции выявлены нефтяные гиганты Тенгиз, Кашаган, нефтегазоконденсатный гигант Карашыганак 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 614 г/м3 (Жанажол) до 644 г/см3 и более (Карачаганак). 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 термо-барические условия. Так на глубине 5,5 км пластовое давление в залежах колеблется от 65 до 105 мПа (АПВД). Превышение пластового давления над гидростатическим достигает 1,95. Температура в залежах достигает 1100 С – 1200 С, что соответствует геотермическому градиенту в интервале 0-5500 м осадочного чехла – 2,20С/100м (пониженный геотермический градиент).

Прикаспийская нефтегазоносная провинция по надсолевому и соленосному структурно-литологическим этажам представляет собой классическую территорию солянокупольной тектоники, где насчитывается свыше 1300 солянокупольных поднятий (соляных куполов). Все из них могут рассматриваться потенциальными ловушками для нефти и газа. Надсолевой литологический комплекс сложен в основном терригенными песчано-глинистыми отложениями с подчиненным присутствием карбонатных пород в верхней юре и верхнем мелу. К настоящему времени в надсолевых отложениях открыто несколько десятков, в основном, нефтяных месторождений, в меньшем количестве – газонефтяных и газовых. Административно большинство указанных месторождений расположено в пределах Атырауской, в меньшем количестве – в Актюбинской и единичные месторождения открыты в Западно-Казахстанской области. Необходимо особо отметить, что небольшое число газовых месторождений мелких размеров промышленного значения выявлено в плиоценовых (неогеновых) отложениях междуречья Урала и Волги на территории Западно-Казахстанской области (Порт Артур, Аукитайчагыл, Ушкультас) и в верхнеюрских отложениях Саратовского Заволжья Российской Федерации (Армейское, Старшиновское, Таловское, Спортивное газовые месторождения).

Регионально нефтегазоносными комплексами надсолевого этажа являются триасовый (пермо-триасовый), средне-верхнеюрский, нижнемеловой и неогеновый. Известны единичные месторождения (Кенкияк, Каратюбе) с промышленной нефтегазоносностью в верхнепермских отложениях, а также верхнемеловых и палеогеновых отложениях, куда нефть мигрировала из нижележащих регионально нефтегазоносных комплексов. Суммарные запасы углеводородов надсолевых отложений несравнимо малы по сравнению с подсолевыми, и большинство выявленных в надсолевых отложениях месторождений относится к категории мелких (извлекемые запасы нефти менее 10 млн.тонн и газа – менее 10 млрд. м3). Наряду с этим, необходимо особо отметить, что многие месторождения, расположенные севернее реки Эмбы (Доссор, Макат, Сагиз, Байчунас, Кошкар и др.), содержат масляные нефти уникального качества. Они бессернистые, имеют низкое содержание парафина, смол, почти не содержат бензиновой фракции, но отличаются высоким содержанием высококачественных смазочных масел (особенно нижнемеловые), начинающих застывать при низкой отрицательной температуре (-250 С-300 С), что обусловливает им высокий спрос и цену.

Основным типом месторождений надсолевого этажа являются месторождения солянокупольных поднятий, сложно построенные и разбитые многочисленными разрывными тектоническими нарушениями (сбросами) н а отдельные крылья, поля и блоки, распределение нефтегазоносности в пределах которых также чрезвычайно сложное. Большинство солянокупольных поднятий имеет форму куполовидных поднятий и брахиантиклиналей. Как правило, в своде они имеют центральный грабен, имеющий простирание синхронное простиранию соляного ядра. Центральный грабен ограничен с обоих сторон основными разрывными нарушениями-сбросами, радиально к которым под разными углами примыкают второстепенные разрывы, разделяющие отдельные крылья на более мелкие поля и блоки. Поэтому, ведущим типом залежей соляно-купольных поднятий является пластовая тектонически экранированная залежь, ограниченная в своей головной (приграбеновой) части основным тектоническим нарушением центрального грабена. Значительно меньшее распространение имеют пластовые сводовые, стратиграфически и литологически экранированные склоном соляного ядра залежи. В триасовых отложениях выявлены подкарнизные залежи (пластовые экранированные солью карниза).

Нефтегазовмещающими породами-коллекторами в надсолевом разрезе являются сплошь терригенные (песчано-алевритовые) породы с хорошими коллекторскими свойствами. Глубины залегания нефтегазоносных горизонтов колеблются от 200 м до 800-1000 м, редко до 2000-3000 м.

Основными перспективами нефтегазоносности в Прикаспийской провинции безусловно обладают подсолевые отложения (нижнепермские, каменноугольные, девонские, возможно и древнее). Перспективы нефтегазоносности надсолевого осадочного комплекса также остаются довольно высокими. Надсолевой структурный этаж имеет свыше 1300 солянокупольных поднятий, каждое из которых является потенциальной ловушкой и возможным нефтегазоносным месторождением, но поисково-разведочные работы, к сожалению, проводились только на 200-300 соляных куполах, а более чем 1000 солянокупольных поднятий ждут свой разведки. Открыто же несколько десятков месторождений солянокупольных поднятий, большинство из которых разрабатываются. Отдельные месторождения законсервированы ввиду малых запасов УВ (Чингиз, Кубасай, Бекет, Бакланий и др.)

Следующей нефтегазоносной провинцией, значительная северо-западная и северная части территории которой располагаются в пределах Казахстана, является Туранская нефтегазоносная провинция, контролируемая молодой эпигерцинской Туранской плитой (платформой). Она располагается на территории трех государств: Казахстана, Туркменистана и Узбекистана. Провинция в основном мезозойского (триас, юра, мел), в значительно меньшей степени кайнозойского (палеоген) и палеозойского (пермь, карбон, девон) нефтегазонакопления. Нефтегазосодержащие породы от триаса (пермо-триаса) до палеогена включительно входят в состав типичного платформенного осадочного чехла. Между фундаментом и типичным платформенным чехлом на многих участках установлен промежуточный структурный комплекс, относимый к нижней части осадочного чехла. Следовательно, фундамент Туранской плиты палеозойский или допалеозойский. Туранская нефтегазоносная провинция по схеме нефтегеологического районирования А.А. Бакирова дифференцируется на несколько нефтегазоносных областей: На территории Казахстана (с запада на восток) располагаются преимущественно нефтеносные области Южно-Мангышлакского прогиба, Северо-Устюртской и Южно-Торгайской впадин. На территории соседнего Узбекистана располагаются восточные части нефтегазоносных областей Северо-Устюртской и Амударьинской впадин и на территории Туркменистана чисто газоносные области Центрально-Каракумского свода, Мургабской впадины и западная часть преимущественно газоносной области Амударьинской впадины. В целом в Туранской нефтегазоносной провинции сосредоточены большие запасы как нефти (Южный Мангышлак, Северный Устюрт и др.), так и газа (Амударьинская, Мургабская, Центрально-Каракумская газоносные области). Во всех перечисленных регионах производится добыча нефти и газа. Ведущими типами месторождений нефти и газа в описываемой провинции являются месторождения брахиантиклинальных и куполовидных поднятий платформенного типа. Структуры, контролирующие крупные и уникальные нефтяные и газовые месторождения, ненарушенные, редко слабо нарушенные крупных размеров (30х10 км2; 20х7 км2 и т.д.). В разрезах месторождений преобладают пластовые сводовые залежи, значительно реже встречаются массивные, пластово-массивные, пластовые тектонически, литологически и стратиграфически экранированные залежи. Коллекторами в большинстве случаев являются песчано-алевритовые разности пород.

Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область контролируется одноименным мезозойским прогибом, расположенным на крайнем западе Туранской плиты. Административно она расположена на территории Мангистауской области. Данный нефтегазоносный регион второй по экономической значимости для Казахстана. Открыт он в 1961 году газонефтяным месторождением Узень и газоконденсатнонефтяным Жетыбай, разрабатывается с 1963 года по настоящее время. Несколько позднее были открыты месторождения: нефтеконденсатное Тенге (1964 г.), газонефтяное Восточный-Жетыбай (1967 г.), нефтегазоконденсатное Актас (1967 г.), газоконденсатнонефтяное Южный Жетыбай (1968 г), газонефтяное Асар (1969 г), газовое Кансу (1970 г), газовое Аксу-Кендерли (1972 г), газоконденсатное Ракушечное (1973 г), газоконденсатнонефтяное Бектурлы (1973 г), нефтегазоконденсатное Западный Тенге (1974 г), газовое Южный Аламурын (1974 г), нефтяное Оймаша (1980 г), нефтяное Северное Карагие (1984 г), нефтяное Алатюбе (1987) и др. Из перечисленных выше месторождений уникальными по запасам нефти являются Узень и Жетыбай крупными по газу – Тенге и Южный Жетыбай, остальные месторождения относятся к средним и мелким. Уникальные и крупные по запасам месторождения контролируются крупными брахиантиклинальными складками: Узень – 40х10 км2 (кровля юры), Жетыбай – 23х7 км2 (кровля юры), Тенге – 19х4 км2. По соседству с уникальным месторождением Жетыбай располагаются месторождения - спутники, как правило мелких и средних размеров и контролируются они соответственно брахиантиклинальными структурами платформенного также мелких и средних размеров. Так, Южный Жетыбай по подошве ааленского яруса средней юры имеет размеры 4,8х1,1 км2, Северо-Западный Жетыбай по кровле залежи А (нижний триас) – 4,5х1,5 км2; Восточный Жетыбай по подошве сеномана – 2,8х1,4 км2. Уникальное месторождение Узень имеет по соседству также несколько мелких и средних месторождений – спутников, контролируемых брахиантиклинальными и куполовидными структурами. В Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области распространены месторождения брахиантиклинальных и куполовидных поднятий простого строения, ненарушенных и слабо нарушенных разрывными тектоническими нарушениями, многие из которых в настоящее время находятся в разработке. Нефтегазосодержащими коллекторами являются чаше всего песчаники и алевролиты, в меловых и юрских отложениях и только в среднем и нижнем триасе коллекторы представлены доломитами, доломитизированными известняками и известняками с прослоями вулканогенных пород (туфы, туфопесчаники, туфоалевролиты). Ведущим типом залежей месторождений Мангышлака является пластовая сводовая, реже встречаются пластовые тектонически и литологически экранированные залежи. Глубины залегания залежей нефти и газа колеблются от 150 метров (Жангурши) до 3875 (Алатюбе) и более 4000 м на месторождении Ракушечное. Необходимо особо отметить, что юрские нефти Мангышлака имеют уникальный состав по содержанию парафина. Содержание данного ценного компонента колеблется от 11,7 % (горизонт Ю- I Дунга) до 28 % (горизонт Ю-Х) в Восточном Жетыбае и до 36,7 % (залежь «Б» горизонта Ю-Х) в Тасбулате. Кроме того высокое качество нефти определяется также низким содержанием в них серы (0,06-0,2%). Высокое содержание парафина в нефти затрудняет её добычу и увеличивает себестоимость добытой тонны нефти, но стоимость парафина эти затраты вполне компенсирует. Кроме того, такое высокое содержание парафина в нефти обуславливает строительство горячих нефтепроводов для транспортировки высокопарафинистой нефти, так как указанная нефть начинает, «застывать» уже при температуре +290С. Поэтому, впервые в нашей стране был построен «горячий» нефтепровод от Узени (Казахстан) до Новокуйбышевска (Российская Федерация).

Северо-Устюртская нефтегазоносная область располагается северо-восточнее Южно-Мангышлакской на территории Мангыстауской и Актюбинской административных областей. Необходимо сразу особо отметить её слабую геолого-геофизическую изученность. Большая часть территории данной нефтегазоносной области принадлежит Западному Казахстану, меньшая (восточная) – Западному Узбекистану. Северо-Устюртский нефтегазоносный регион географически с севера ограничен Прикаспийской низменностью, с востока – Аральским, с запада – Каспийским морями и с юго-запада – Горным Мангышлаком. Северо-Устюртская нефтегазоносная область преимущественно мезозойского нефтегазонакопления (юра, мел), частично кайнозойского (палеоген) газонакопления. Описываемая нефтегазоносная область контролируется одноименной глубокой впадиной I порядка – Северо-Устюртской, которая дифференцирована на более мелкие геотектонические элементы второго порядка. По З.А. Табасаранскому это Бозашинское поднятие, Южно-Бозашинский прогиб, Мынсуалмасская тектоническая ступень, Косбулакская впадина, Барсакельмесский прогиб, Актумсукский выступ, Арыстановская тектоническая ступень, Яркимбайский выступ. Наибольшее количество месторождений крупных и средних размеров выявлено в пределах Бозашинского поднятия. Нефтегазоносная область открыта в 1964 году (Арыстановское нефтяное месторождение). В последующие годы открыты газовое месторождение Шумышты-Шагырлы (1966 г.), нефтяное Каракудук (1971 г.) газонефтяное Каражанбас (1974 г.), газонефтяное Северное Бозаши (1975 г.) газонефтяное Каламкас (1976 г.) нефтяное Колтык (1978 г.) газонефтяное Арман (1979 г.), газонефтяное Каратурун (1980 г) и другие. Необходимо особо отметить, что до сих пор нет единого мнения о нефтегеологическом районировании Северо-Устюртской нефтегазоносной области. По схеме А.А. Бакирова и других регион полуострова Бозаши относится к Северо-Устюртской нефтегазоносной области (месторождения Каламкас, Каражанбас, Северное Бозаши, Каратурун и др.). Богатое по запасам нефти и газу месторождение Каламкас, по нефти – Каражанбас и Северное Бозаши и газовое Шомышты-Шагырлы отнесены к категории крупных. Месторождения контролируются брахиантиклинальными и куполовидными поднятиями платформенного типа тектонически ненарушенными или в меньшей степени нарушенными, часто крупных размеров и с максимальной для платформенных структур амплитудой (80-100 и более метров). Наиболее распространенной залежью является пластовая сводовая, реже встречаются тектонически, литологически и стратиграфически экранированные залежи. Нефтегазовмещающими породами являются песчаники и алевролиты с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются от 228-466 м на месторождении Каражанбас, до 2944 м на месторождении Каракудук (горизонтVIII) и до 3150 м на месторождении Колтык. Дальнейшие перспективы нефтегазоносности Северо-Устюртской нефтегазоносной области довольно высокие и связываются с мезозойскими, в меньшей степени и с палеозойскими отложениями (промежуточный структурный комплекс).

Южно-Торгайская нефтегазоносная область мезозойского нефтегазонакопления (мел, юра) открыта в 1984 г. и контролируется одноименной мезо-кайнозойской впадиной I порядка. Впадина дифференцирована на более мелкие геотектонические элементы II порядка. На юге впадины располагается Арыскумский, на севере – Жиланчикский прогибы, разделенные в центре Мынбулакской субширотной седловиной. Гетерогенный фундамент Южно-Торгайской впадины погружен на максимальную глубину 4500 м в Арыскумском прогибе. Следовательно, осадочный чехол имеет максимальную толщину 4500 и сложен в основном терригенными образованиями. В разрезе осадочного чехла Жолтаевым Г.Ж. и Парагульговым Т.Х. выделены два структурных этажа. Нижний этаж, сложенный породами верхнего-среднего палеозоя, имеет спорадическое распространение и скважинами установлен на северо-западе Арыскумского прогиба и в западной половине Мынбулакской седловины. Этот, так называемый промежуточный структурный комплекс (этаж), многими геологами относится к нижней части осадочного чехла и обладает определенными перспективами нефтегазоносности. Верхний структурный этаж, сложенный породами мезо-кайнозоя, представляет собой типичный платформенный чехол. Первооткрывателем Южно-Торгайской нефтегазоносной области является газонефтяное месторождение, относимое к категории крупных. Административно описываемый нефтегазоносный регион располагается на территории Кызылординской и Карагандинской областей. В последующие годы здесь были открыты и разведаны месторождения; нефтегазоконденсатное Арыскум (1985), газонефтяное Кызылкия (1986 г); газонефтяное Акшабулак и Нуралы (1987 г), нефтяное Дощан (1987 г); нефтяное Караванши (1987), нефтяное Майбулак (1988 г), нефтяное Бектас (1988 г), газонефтяное Аксай (1988), нефтяное Кенлык (1989 г) нефтяное Ащисай (1990 г), газонефтяное Коныс (1990 г) и газоконденсатнонефтяное Арысское (1993 г). В Южном Торгае Жолтаевым Г.Ж. и Паргульговым Т.Х. выделены юрский сингенетичный регионально-нефтегазоносный комплекс, неокомский (нижнемеловой) эпигенетичный нефтегазоносный подкомплекс и зональный нефтегазоносный комплекс коры выветривания домезозойских образований. Структуры, контролирующие в основном нефтяные и газонефтяные Южно-Гремячинское месторождения, представляют собой сложно построенные куполовидные и брахиантиклинальные складки, имеющие в низах разреза выступы домезозойского фундамента, на которые ложатся верхнеюрские и неокомские слои, унаследуя строение поверхности этих выступов в виде брахиантиклинальных и куполовидных структур вплоть до аптско-верхнемеловых. Палеоген-неогеновые породы, уже залегают практически горизонтально. Следовательно, большинство локальных структур имеют ловушки складчатых дислокаций в основном в юрских и неокомских слоях и эти структуры одновременно можно отнести к разряду унаследованных (возрожденных по И.О. Броду) и погребенных. Кроме того встречаются (редко) и приразломные бескорневые структуры (Арыскум), где ловушка ввиде антиклинали отсутствует в низах разреза. У бескорневых структур отсутствует также выступ фундамента. Отдельные локальные структуры можно отнести к разрезу «лысых» (Кызылкия), где в своде отсутствуют продуктивные отложения не только юры, но и неокома, а продуктивные горизонты располагаются в крыльевых и периклинальных частях структуры. Такие месторождения по И.О. Броду относятся к месторождениям эрозионных выступов. Учитывая вышеизложенное, по строению месторождений в Южно-Торгайской нефтегазоносной области можно выделить следующие типы месторождений: эрозионных выступов, возрожденных (унаследованных) брахиантиклинальных и куполовидных поднятий, погребенных и бескорневых брахиантиклинальных и куполовидных структур. Выявленные месторождения имеют в разрезе максимально шесть продуктивных горизонтов; два - в неокоме (горизонты М-I и M-II) и четыре - в юре (Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV). Нефтегазовмещающими породами всех выявленных месторождений являются слабо сцементированные гравелиты, песчаники и алевролиты с высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Нефтяные и газовые залежи по И.О. Броду относятся к пластовым сводовым, пластовым сводовым с элементами тектонического и литологического экранирования, пластовым тектонически, стратиграфически и литологическим экранированным. Редко встречаются залежи со всех сторон ограниченные (линзовидные) и массивные в коре выветривания фундамента. Массивная залежь в фундаменте, выявленная в вулканогенных породах, получила номенклатуру горизонт Ф-1. Качество Южно-Торгайской нефти высокое, причем нефти юрских и меловых отложений близки по составу. Нефть легкая (плотность 805-830 кг/м3) и средней плотности (835-854 кг/м3) , слабо сернистая (содержание серы 0,11-0,52 %), парафинистая (содержание парафина 9,7-27 %). Свободные газы газовых залежей чаще всего представлены «сухим» метановым газом. Но встречается и тяжелый свободный газ, где доля тяжелых гомологов метана превышает 40 %. Попутные газы, растворенные в нефти, как правило, тяжелые. Содержание сероводорода в углеводородных газах незначительное, сотые, иногда десятые доли процента. В углеводородном газе присутствует также азот и углекислый газ в таких же количествах. Гелий содержится 0,01-0,1% и не во всех нефтяных и газовых залежах. Глубины залегания продуктивных горизонтов сравнительно небольшие и колеблются от 928 м (Арыскум) до 1730-2050 м на месторождении Нуралы.

Тянь-Шань-Памирская нефтегазоносная провинция тектонически контролируется системой разновозрастных межгорных впадин. Выделена провинция в 1962 году А.А. Бакировым и включает в себя (с юго-запада на северо-восток) Афгано-Таджикскую, Ферганскую, Иссык-Кульскую, Шу-Сарысуйскую, Илийскую, Алакульскую и Зайсанскую межгорные впадины [12]. Афгано-Таджикская и Ферганская впадины контролируют одноименные, давно разрабатываемые, нефтегазоносные области с мезо-кайнозойским нефтегазонакоплением. В Афгано-Таджикской нефтегазоносносной области промышленная нефтегазоносность известна с 1934 г (Хаудаг), в Ферганской – с 1880 г (Шорсу, Чимион).

В пределы Казахстана входит северо-восточная часть Тянь-Шань-Памирской провинции с межгорными впадинами Шу-Сарысуйской, Илийской, Алакульской , Зайсанской и др. Три последние впадины являются перспективными на нефть и газ территориями.

Шу-Сарысуйская газоносная область административно располагается на территории Южно-Казахстанской и Жамбылской областей и контролирует единственную в Казахстане чисто газоносную область средне-верхнепалеозойского газонакопления (верхний девон, нижний карбон, нижняя пермь). Осадочный чехол толщиной более 5000 м представлен в основном карбонатными, терригенными и соленосными отложениями девона, карбона и перми. В разрезе палеозоя выделяются две толщи соли: нижняя – фаменская и верхняя – нижнепермская. В фаменской толще соли отмечены явления диапиризма в Нижнешуйском солянокупольном районе. Нижнепермская соль залегает линзообразно и пластообразно. На размытой поверхности палеозоя залегают маломощный (200-300 м) мезо-кайнозой, сложенный песчано-глинистыми породами мела, палеогена и неогена, Верхний мезо-кайнозойский структурный этаж бесперспективен в нефтегазоносном отношении. Нижний палеозойский структурный этаж, хотя и относится к нижней части осадочного чехла, но представляет собой промежуточный структурный комплекс, залегающий между фундаментом и типичным платформенным чехлом мезо-кайнозоя. Указанный промежуточный структурный комплекс (квазиплатформенный ) имеет отдельные характерные черты как фундамента, так и вышележащего типичного платформенного чехла.

Первое газовое месторождение Ушарал-Кемпыртобе в Шу-Сарысуйской газоносной области было открыто в 1962 году, когда был получен фонтан азотно-гелиевого газа из нижнепермских отложений. В этой связи необходимо отметить, что газовые Южно-Гремячинское месторождения описываемой газоносной области состоят из газовых залежей со смешанным углеводородно-азотно-гелиевым газом. В последующие годы были открыты месторождения: Северный Ушарал (1970 г), Айракты (1971 г), Придорожное (1972 г), Амангельды (1975 г), Орталык (1976 г), Малдыбай (1977 г), Анабай (1979 г), Западный Опак (1980 г) и другие. Региональными газоносными комплексами в Шу-Сарысуйской газоносной области являются отложения верхнего девона (фаменская залежь), нижнего карбона (верхнетурнейская, нижневизейская, серпуховская) и нижней подсоленосной перми (нижнепермская залежь). Единичные месторождения имеют промышленные газовые скопления в коре выветривания каледонского фундамента (Орталык, сланцы). В таблице 16 приведена обобщенная характеристика структур-ловушек, контролирующих газовые месторождения описываемого региона. Как видно из таблицы 16 структуры представлены куполовидными, брахиантиклинальными и антиклинальными поднятиями высокоамплитудными, от 80 м Северный Ушарал до 240 м Амангельды, слабо нарушенными и нарушенными, часто приразломными (разлом вдоль структуры и ловушка с одной стороны от разлома), средних и мелких размеров (кроме Ушарал-Кемпиртюбе, размеры которой крупные). Поэтому, газовые месторождения Шу-Сарысуйской газоносной области можно отнести к месторождениям куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, осложненных разрывами. Необходимо в этой связи отметить, что поднятия , контролирующие Южно-Гремячинское месторождения, сложнопостроенные, напряженные по морфологии, в разрезе часто сундучные, резко асимметричные, приразломные.

Среди типов залежей преобладают пластовые сводовые с частичным тектоническим и литологическим экранированием, реже распространены массивные залежи. Газонасыщенные коллекторы представлены известняками трещинными и органогенно-обломочными, доломитами, песчаниками и алевролитами. Типы коллекторов по структуре и генезису пустотного пространства – поровые, трещинно-поровые, поровые-каверновые и порово-трещинные. Из перечисленных месторождений наибольшими запасами газа обладает месторождение Амангельды (Амангельдинская группа), глубины залегания газовых залежей небольшие от 730 м (Кемпыртобе нижнепермская), до 2545 м (Орталык, верхнепротерозойская).

К высокоперспективным территориям Тянь-Шань-Памирской нефтегазоносной провинции относятся Зайсанская, в меньшей степени Илийская и Алакольская межгорные впадины. Кроме этого в последние годы к перспективной на нефть и газ территории Казахстана многие исследователи относят: Павлодарское Прииртышье, Северо-Торгайский, Северо-Казахстанский, Северо-Прибалхашский, Тенизский и Средне-Сырдарьинский осадочные бассейны.

Ниже на рисунках 1 и 2 изображены схемы закрытого и открытого пластовых природных резервуаров.



Рисунок 1.1. – Схема закрытого пластового природного резервуара




Рисунок 1.2 – Схема открытого пластового природного резервуара

1-песок, 2-глина, 3-известняк, 4-линия (поверхность) стратиграфического (углового) несогласия, 5-область питания (нагрузки), 6-область разгрузки направления движения флюидов

Пластовые природные резервуары характеризуются значительным энергетическим потенциалом, зависящим, в первую очередь, от разности гипсометрических отметок областей нагрузки (питания) и разгрузки и других факторов.

Массивный однородный природный резервуар, как указывалось выше, чаще всего сложен мощной карбонатной толщей различного генезиса (хемогенные, органогенные) в том числе и рифогенными известняками. В центре однородного резервуара породы пористые и проницаемые за счет вторичной пористости (трещины и каверны) (рисунок 3). В отдельных разностях оолитовых и рифогенных известняков (оолитовые и рифогенные) преобладает первичная пористость. Пористое проницаемое тело однородного резервуара в виде антиклинали, рифогенного или иного выступа перекрыто сверху и ограничено с боков слабо проницаемыми породами. Толщина массивного резервуара в разрезе может достигать сотен метров, иногда первых километров, захватывать несколько стратиграфических комплексов, но в плане площадь его значительно меньше пощади пластового. Энергетический потенциал высокий, движение флюидов вертикальное или круто наклонное (снизу-вверх). Однородный массивный резервуар, кроме карбонатных пород, может быть сложен также метаморфическими и магматическими породами.



Рисунок 1.3 – Схема однородного массивного природного резервуара





Рисунок 1.4 – Схема неоднородного массивного природного резервуара

1-глина, 2-песчаник, 3-известняк, 4-доломит, 5-мергель, 6-трещиноватые породы, 7-направление движения флюидов.

В последние десятилетия учеными и полевыми геологами выделен новый тип природного резервуара, представляющий собой комбинацию пластового и массивного резервуара – пластово-массивный (рисунок 5). Данный резервуар представляет собой комплекс пластовых резервуаров, объединенных в единую мощную гидродинамическую систему разрывными нарушениями или выклиниваниями локальных покрышек. На рисунке 5 изображена схема пластово-массивного резервуара. В природе такие резервуары встречаются как в карбонатных, так и в терригенных толщах (газовое месторождение Шебелинское, Украина; газоконденсатное Уренгой, Россия; газонефтяное Узень, Казахстан и др.)





1. Глина, 2. Песок.

Рисунок 1.5 – Схема пластово-массивного резервуара.

Нефтяные месторождения по площади могут быть большими (30х60км), средними (10х20км) и малыми (до 10км2). По форме эти месторождения могут быть вытянутыми, круглыми или эллиптическими. Указанные факторы могут существенно влиять на систему сбора нефти, газа и воды. Набор сооружений, оборудования и трубопроводов на них одинаков, но располагаются на площади они по разному.

На месторождениях, вытянутых, больших по площади возможно использование нескольких установок подготовки нефти (УПН) которые расположены вдоль оси площади, к ним подключены групповые установки (ГУ). Сбор товарной нефти осуществляется в единый товарный парк.



Рисунок 1.6 – Месторождение большое по площади, сильно вытянутое.
На небольших по площади близких по форме к окружности месторождениях ЦПС располагают в центре площади, продукция скважин с ГУ под собственным давлением поступает на УПН, где и осуществляется полная подготовка нефти до товарных кондиций.

Рисунок 1.7 – Месторождение небольшое по площади, близкое по форме к кругу.
На больших по площади эллиптических месторождениях продукцию скважин целесообразно подготавливать на ЦПС, но в связи со значительной удаленностью групповых установок приходится использовать дожимные насосные станции (ДНС), расположенные на территориях групповых установок. В конце разработки месторождения там же располагают и отстойники для предварительного сброса воды.


Рисунок 1.8. Месторождение большое по площади, близкое по форме к эллипсу.
Системы сбора, рассмотренные раннее, предназначены для использования при ровном рельефе месторождения. Если рельеф местности имеет холмы, возвышенности или впадины, то при том же наборе сооружений подвергается изменениям сборный коллектор. Рекомендуется вместо одного коллектора большого диаметра укладывать параллельно два параллельных трубопровода, равновеликих большому трубопроводу по площади и пропускной способности.

В республике Казахстан открыто более 30 месторождений высокопарафинистых и асфальтосмолистых нефтей. Это месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Кумколь и другие. Нефть этих месторождений предельно насыщена растворенным в ней парафином, смолами и асфальтенами с высокой температурой застывания, которые быстро теряют подвижность. Так, например, нефть месторождения Узень при 30 0С становится малоподвижной.

Для сбора и подготовки такой нефти приходится устанавливать печи на выкидных линиях (П-1), сборных коллекторах (П-2) и на магистральных трубопроводах (П-3). Конструктивно и по мощности они отличаются друг от друга. Применяют печи, работающие на электричестве и на газе, отсепарированном от нефти. На магистральном трубопроводе печи устанавливают через каждые 100-150 км трассы.

В настоящее время большие перспективы для развития нефтяной и газовой промышленности республики Казахстан связываются с разработкой месторождений на шельфе Каспийского моря. В мире накоплен достаточной большой опыт разработки морских месторождений. Имеются разнообразные системы сбора и подготовки скважинной продукции на морских нефтегазовых месторождениях в условиях мелководья и глубоководных площадей; вблизи от берега и на значительном удалении от него.

На глубине моря до 10 – 15 м наиболее часто применяют намывные гидротехнические сооружения в виде искусственных дамб или островов, эстакад, с примыкающими к ним площадками, а на больших глубинах – стационарные платформы.

Насыпные дамбы строятся на мелководье из камня, щебня и песка, для защиты от размыва боковые части дамб защищают бетонными плитами или крупноблоковым камнем. По центру дамбы формируется проезжая часть, рядом с дамбами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты скважин. С увеличением глубины дамбы переходят в эстакады.



Рисунок 1.9 – Система сбора высокопарафинистой нефти.

Эстакады представляют собой мостовые сооружения, собранные из ферм, установленных на металлических трубчатых сваях, забитых в морское дно. Непосредственно к эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты сбора нефти и газа и резервуары для нефти, размещения вспомогательных и бытовых объектов. Эстакады бывают двух типов:

1) прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь;

2) открытые морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для морских месторождений, расположенных вблизи от берега, проектируется прокладка выкидных линий скважин по эстакаде вдоль дороги или по специальным опорам для трубопроводов на автоматизированные групповые установки (АГЗУ), расположенные на берегу.

После замера продукция скважин по одному или двум сборным коллекторам транспортируется на береговой ЦПС. Вода после отделения от нефти и соответствующей подготовки возвращается на месторождение для закачки в пласт по трубопроводам, проложенным вдоль эстакад параллельно выкидным линиям.



Рисунок 1.10 – Система сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.

Сбор нефти газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега. По мере удаления от берега требуется все большее давление на устье скважин для продвижения продукции скважин к береговым пунктам сбора, это приводит к снижению дебита скважин, поэтому для удаленных от берега месторождений нефтесбор организуется непосредственно на площадках отдельных морских оснований или на ответвлениях от основной магистрали эстакады. На пункте нефтегазосбора осуществляется сепарация нефти от газа, воды и песка, после чего нефть и газ транспортируются на берег по подводным трубопроводам. На месторождениях весьма отдаленных от берега, на специальном основании сооружается парк товарных резервуаров для накопления товарной нефти, на этом же основании устанавливается насосное оборудование и причальные сооружения для налива нефти в танкер.

Наибольшее распространение для разработки и эксплуатации морских нефтяных и газовых месторождений вдали от берега и на глубинах до 300 м нашли стационарные эксплуатационные платформы, состоящие из основания и надводной платформы. Основания эксплуатационных платформ выполнены в виде металлических или железобетонных сооружений, на которых установлена надводная часть платформы. Стационарные платформы бывают свайные и гравитационные.

Ограниченная площадь платформ создает определенные трудности по размещению эксплуатационного оборудования для сбора и подготовки скважинной продукции. Для этой цели площадь эксплуатационной платформы условно разбивают на площадки, в пределах которых размещают только определенные виды оборудования в зависимости от их функционального назначения и пожароопасности: устья скважин, сепараторы без нагревателей прямого подогрева, емкости для хранения нефти, нагреватели прямого подогрева, насосно- компрессорное оборудование, жилые помещения для обслуживающего персонала.

Если попутной воды для ППД недостаточно, то осуществляется подъем на платформу морской воды с соответствующей обработкой ее перед закачкой в скважины. Обработка морской воды перед закачкой в пласты включает очистку ее от спор водорослей и бактерий, а также добавление в нее антикоррозийных препаратов.

Если в продукции скважин морских месторождений содержится песок, то это накладывает определенные требования к выбору технологического оборудования и к технологическим схемам отделения песка и дальнейшей его очистки. Песок отделяют от продукции скважин в гидроциклонных сепараторах непосредственно на устьях скважин или в резервуарах – осадителях после отделения нефти от газа. В качестве сепараторов первой и второй ступени применяют вертикальные сепараторы, которые легче отделять от песка, чем горизонтальные аппараты. Для разделения нефти и воды применяют динамические отстойники с коническим днищем. Водопесчаную смесь в виде пульпы подают на гидроциклонную установку. Очищенный от нефти и промытый от ПАВ песок сбрасывают в море, не нанося вреда флоре и фауне.