Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108695

10.54859/kjogi108695

Review Article

Specifics of the Geological Structure of the Alakol Basin and the Choice of Drilling Well Design

Chaklikov

Akhan Ye.

a96chaklikov@gmail.comhttps://orcid.org/0000-0001-8316-6599Korobkin

Valeriy V.

PhDkorobkin_vv@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0002-1562-759XIsmailov

Abdulakhat A.

PhDa.ismailov@kbtu.kzhttps://orcid.org/0000-0002-1957-5168Buslov

Mikhail M.

PhDbuslov@igm.nsc.ruhttps://orcid.org/0000-0003-0606-2264Tulemissova

Zhamal S.

PhDztulemissova@gmail.comhttps://orcid.org/0000-0003-1803-4535

The Kazakh-British Technical UniversityThe Institute of Geology and Mineralogy named after V.S. Sobolev SB RAS, Novosibirsk National Research State University

03042024

611834

04122023

23022024

2024

Based on geological and geophysical data, a lithological and stratigraphic section of the basement and sedimentary cover of the Alakol basin was compiled, detailing the lithological and paleogeographic settings. Oil source rocks, reservoirs and seals are identified. The tectonic zoning scheme is substantiated, the structural characteristics of the faults and the lithologic-facial features of the section are given. A complex multi-stage tectonic evolution has been identified. Potentially promising stratigraphic oil and gas complexes have been identified – Jurassic (Mesozoic) and Upper Devonian (Famennian) – Lower Carboniferous-Permian (Paleozoic). The deep structure of the region is illustrated by a geological and geophysical section. The correlation of the stratigraphic range of hydrocarbon potential of the Alakol basin was carried out. A probabilistic forecast for the search for crude hydrocarbons is substantiated. On this geological and geophysical basis, the design of the borehole was developed and its position for opening the cover and basement rocks was outlined.

Alakol basinstructural-tectonic analysislithologic-stratigraphic sectionstratigraphic correlationlithological and paleogeographic reconstructionshydrocarbon potentialborehole design

Алакөл алабықұрылымдық-тектоникалық талдаулитологиялық-стратиграфиялық кесіндістратиграфиялық корреляциялитологиялық және палеогеографиялық қайта құруларкөмірсутек потенциалыбұрғылау ұңғымасының құрылымы

Алакольский бассейнструктурно-тектонический анализлитолого-стратиграфический разрезстратиграфическая корреляциялитолого-палеогеографические реконструкцииуглеводородный потенциалконструкция буровой скважины

<h3>Введение</h3> Алакольский бассейн (далее – АБ) расположен на юго-востоке казахстанского сегмента герцинской Джунгаро-Балхашской складчатой системы [1–5]. По периферии АБ ограничен Главными Джунгарским (далее – ГДР) и Чингизским (далее – ГЧР) региональными разломами (рис. 1,2). АБ является северо-западным окончанием Джунгарского нефтегазоносного бассейна Китая [3, 6–8]. АБ со всех сторон ограничен горными хребтами, сложенными преимущественно палеозойскими (от кембрийских до пермских), офиолитовыми, островодужными и аккреционными комплексами пород. Главными тектоническими элементами герцинской Джунгаро-Балхашской складчатой системы являются тектонические блоки, ограниченные разломами. Они состоят из фрагментов протерозойской континентальной коры и неопротерозойско-палеозойских субдукционно-ак- креционных комплексов, зачастую перекрытых мезозойскими осадочными образованиями (рис. 1–3) [3–24]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Позиция Алакольского осадочного бассейна на территории Казахстана" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227438-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227438-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 1. Позиция Алакольского осадочного бассейна на территории Казахстана Figure 1. Position of the Alakol sedimentary basin on the territory of Kazakhstan <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Схемы главных тектонических единиц" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227439-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227439-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 2. Схемы главных тектонических единиц Figure 2. Diagrams of the main tectonic units І. Обзорная схема западного сегмента Центрально-Азиатского складчатого пояса. Главные разломы: MKF – Главный Каратауский и TFF– Таласо-Ферганский; ZhNF – Джалаир-Найманский; MJF – Главный Джунгарский; MChF – Главный Чингизский; IRF – Иртышский. Прямоугольником показаны контуры Алаколького бассейна и прилегающих территорий; II. Тектоническая схема восточной части казахстанских палеозоид с указанием положения главных тектонических единиц. Складчатые системы: каледонские (казахстанский составной континент): 1 – Кокшетау-Северо-Тянь-Шаньская, 2 – Чингиз-Тарбагатайская; герцинские: 3 – Джунгаро-Балхашская, 4 – Обь-Зайсанская І. Review diagram of the western segment of the Central Asian fold belt. Main faults: MKF – Main Karatau and TFF – Talas-Fergana; ZhNF – Jalair-Naimansky; MJF – Main Dzungarian; MChF – Main Chingiz; IRF – Irtysh. The rectangle shows the contours of the Alakol basin and adjacent territories; II. Tectonic diagram of the eastern part of the Kazakhstan paleozoids indicating the position of the main tectonic units. Fold systems: Caledonian (Kazakh composite continent): 1 – Kokshetau-North Tien Shan, 2 – Chingiz-Tarbagatai; Hercynian: 3 – Dzungaro-Balkhash, 4 – Ob-Zaisan <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Геологическое строение Алакольского бассейна" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227440-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227440-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 3. Геологическое строение Алакольского бассейна Figure 3. Geological structure of the Alakol basin І. Схема геологического строения Алакольского бассейна с использованием данных [4, 5]; II. Геологический разрез по линии A–B. Показано положение проектируемой буровой скважины І. Scheme of the geological structure of the Alakol basin using data from [4, 5]; II. Geological section along A–B line. The position of the designed borehole is shown Целями исследования являются обоснование и выбор конструкции буровой скважины в АБ. Для достижения цели проведена корреляция стратиграфического диапазона углеводородного потенциала АБ и Джунгарского бассейна Китая. Перспективность на нефть и газ АБ в зонах погружения фундамента обусловлена рядом факторов: – увеличенная толщина отложений карбона, перми, триаса, нижней юры, обогащённых органическим веществом, в разрезе которых имеются горизонты угля; – погружение кровли фундамента имеет ступенчатый характер и контролируется динамикой ГДР и ГЧР; – прогнозируемые ловушки различного типа будут концентрировать углеводороды (далее – УВ) на путях региональной миграции. <h3>Литолого-стратиграфические особенности разреза и прогнозная нефтегазоносность</h3> Литолого-стратиграфические обстановки АБ представлены последовательностью в соответствии с рис. 3–5. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Структурная схема Алакольского бассейна" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227441-1-SP.JPG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227441-1-SP.JPG"></a></div> </center> Рисунок 4. Структурная схема Алакольского бассейна Figure 4. Structural diagram of the Alakol basin Региональные разломы: MJF – Главный Джунгарский, MChF – Главный Чингизский Regional faults: MJF – Main Dzungarian, MChF – Main Chingiz <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Литолого-стратиграфический разрез Алакольского бассейна с детализацией литолого-палеогеографических обстановок" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227442-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227442-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 5. Литолого-стратиграфический разрез Алакольского бассейна с детализацией литолого-палеогеографических обстановок Figure 5. Lithological-stratigraphic section of the Alakol basin with detailing of lithological-paleogeographical settings Показаны нефтематеринские отложения, коллекторы и покрышки. / Oil source deposits, reservoirs and seals are shown В позднем ордовике северо-восточный сегмент Джунгаро-Балхашского морского бассейна представлен шельфовыми переходящими, склоновыми и глубоководными накоплениями толщиной более 1500 м. Силурийские отложения также представлены морскими шельфовыми и склоновыми накоплениями толщиной более 1400 м [24–26]. В раннем девоне по северной периферии формируются вулканические горы с образованием контрастной по составу вулканической серией [24, 27, 28]. В центральной части – глубоководные накопления морского бассейна окраинно-континентального типа, мощностью 2500 м. В среднем девоне на севере АБ проходит фронтальная вулканическая зона, контрастные терригенно-вулканогенные накопления – 2000 м. В позднем девоне формируются глубоководные глинисто-кремнистые накопления морского бассейна Тастауской зоны 1800 м [26, 29]. Выше по разрезу залегают конгломераты, песчаники, алевролиты мощностью до 750 м, относящиеся к нерасчленённым отложениям лопинского и гваделупского отделов. Палинологические комплексы, находящиеся в нижней и верхней частях разреза, указывают именно на этот возрастной диапазон. Выше по разрезу залегает майласаринская свита с размывом, перекрывающая вышележащие отложения и сложенная внизу конгломератами, песчаниками, алевролитами, вверху – туфами и лавами щелочных риолитов толщиной до 550 м. Находки флоры указывают как на позднепермский (гваделупский отдел), так и раннетриасовый возраст отложений, палеокомплекс из алевролитов нижней толщи характерен для раннего триаса без элементов пермских микрофитофоссилий [24, 30]. Мезозойский комплекс представлен континентальными терригенными маломощными отложениями триаса и угленосной юрой (рис. 5). Верхнеюрские и нижнемеловые отложения не установлены. Расчленение триасовых и юрских отложений региона на свиты проведено по фациальному признаку, корреляции местных стратиграфических подразделений проведены по палеонтологическим остаткам [30]. На площади АБ выделена каутская свита, сложенная песчаниками и алевролитами. Из пород выделен спорово-пыльцевой комплекс, отвечающий рэтскому ярусу верхнего триаса. Ранее она датировалась нижней юрой. В отложениях триаса и нижней юры установленные при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений Китая [29] проявления УВ в Северной Жонгарии отмечались многими исследователями [28, 29]. Эти нефтегазоносные породы хорошо коррелируются с одновозрастными породами разведанного Алакольского угольного месторождения. В раннем и среднем триасе возник рельеф денудационной равнины с фрагментированной корой выветривания. Позднетриасовые отложения сложены песчаниками, алевролитами, аргиллитами мощностью до 60 м [29, 31]. Раннеюрские породы выявлены в Чингизской зоне. Первый этап осадконакопления охватил здесь геттангское, синемюрское и плинсбахское время. Осадконакопление в регионе в юрское время происходило в пределах депрессий, имеющих разные размеры и испытавших различные амплитуды и интенсивности прогибания, что обусловило различие в литологическом составе, мощностях и полноте разрезов. На площадях Алакольского бассейна юрские породы включены в состав узунбулакской свиты. Она разделена на две подсвиты, из которых нижняя (геттангский – синемюрский века) также более грубозернистая и представлена конгломератами, гравелитами и песчаниками. Возраст её определен по отпечаткам флоры и спорово-пыльцевым комплексам. Верхняя (плинсбахский век) сложена алевролитами, аргиллитами с прослоями конгломератов и песчаников. Датирована она по найденным раковинам филлопод и флористическим остаткам. В первых трёх депрессиях (Кылыйской, Ертыйской, Шинрауской) осадки верхней подсвиты отсутствуют [24]. Второй этап осадконакопления проявился во всех зонах, охватил период с тоарского нижней до байосского века средней юры. На территории Северного склона Восточно-Казахстанского сводового поднятия этому стратиграфическому уровню отвечает койтасская свита, которая по литологическому составу разделена на две пачки. В период с батского века средней юры по титонский век в большинстве депрессий осадконакопления не было. Нижнемеловые отложения не установлены, верхнемеловые формировались в условиях низменной равнины и представлены озерно-аллювиальными, обломочными накоплениями, мощностью до 120 м. В Алакольской впадине отложения мела представлены осадками сасыккольской свиты, которая по остракодам датирована верхним мелом. В Восточно-Прибалхашской впадине скважинами вскрыты фиолетовые глины, аналогичные глинам сасыккольской свиты [24]. Палеогеновые отложения представлены соленосными озерными накоплениями и сложены глинами, алевролитами, песками толщиной до 400 м. Алакольская впадина приурочена к мезозойскому прогибу, унаследованно развивавшемуся в палеогене [24, 31]. В палеоцене выделяются два седиментационных ритма (27 и 24 м) озерно-аллювиальных грубозернистых кварцевых и полимиктовых песков с гравелитами и галечниками русловых фаций, перекрытых в нижнем палеоцене серыми пятнистыми глинами (8 м). Выше лежат монтмориллонитовые глины тункурузской свиты нижнего эоцена. Общая мощность свиты 100 м. Выше развиты озерные глины колпаковской свиты мощностью до 88 м. Алевриты с прослоями полимиктовых песков в отложениях обеих свит свидетельствуют о близости береговой линии. Разрез верхнего эоцена заканчивается куркульдекской свитой монтмориллонитовых глин. Последние, видимо, являются переотложенными корами выветривания Актогайского медно-порфирового месторождения. Выше залегают гипсоносные глины кыскашской свиты (50 м). Возраст отложений определён по спорам и пыльце. Перекрыты они нерасчленёнными глинами олигоцен-миоцена [24]. В миоцене преобладают озерно-аллювиальные глинистые накопления до 50 м, в плиоцен-голоцене – обломочные накопления (супеси, суглинки, гравийно-галечные) толщиной до 220 м [5, 24]. По имеющимся данным, структурные единицы АБ, имеющие глубокое залегание кровли фундамента, нуждаются в изучении бурением [31–33]. В связи с этим предполагается относительно значительная толщина осадочного заполнения в пределах их опущенных блоков верхнедевонских – нижнекаменноугольных и пермских (потенциальные коллекторы), триасовых, юрских и частично меловых отложений [5]. Состав юрских отложений изучен в южном обрамлении АБ, где они обладают промышленной угленосностью в Алакольском месторождении [29] и в целом обогащены рассеянными и концентрированными формами органического вещества. Юрские отложения, развитые в осевых зонах АБ, рассматриваются нами в качестве нефтегазоматеринских. В бортовых частях АБ глубины их залегания не превышают большей частью 1,5–2 км. В связи с чем юрские отложения не могли достичь уровня зрелости активной генерации УВ (зоны «нефтяного окна»). Величина генерационного потенциала при этом не могла быть значительной, поскольку доля органических остатков представлена остатками флоры [24]. В осевых частях глубины залегания юрских угленосных отложений достигает 3 км и более, где они способны генерировать УВ. Собственно угленосная нижнеюрская толща на месторождении Алаколь имеет толщину 120 м и состоит из восьми пластов угля, четыре из которых имеют рабочую мощность и промышленное значение. Все пласты характеризуются изменчивой мощностью и сложным непостоянным строением. Средняя толщина пластов меняется от 1,0 до 5,7 м. Угли по составу гумусовые, переходящие от бурых к каменным, низкозольные (в среднем по пластам 6–10%), относятся к группе малосернистых и малофосфористых. Теплота сгорания горючей массы составляет в среднем 7,3–7,4 тыс. ккал/кг. При полукоксовании угли дают высокий выход первичной смолы (9,3–10,5% в пересчёте на сухое топливо) и до 72% низкозольного полукокса. При разгонке смолы отмечается большой выход керосиново-дизельной фракции (49,6%). Выход битумов низкий (2,6–2,8%), гуминовых кислот 1,8%. Общие разведанные запасы месторождения составляют 47 млн т, из них пригодные для добычи открытым способом – около 8 млн т. В целом угли месторождения представляют низкозольное высококалорийное энергетическое топливо, пригодное также для технологических целей. Необходимо учесть и наличие в углях некоторых ценных элементов – примесей. По предварительной оценке, в них содержится порядка 80 т германия, 180 т скандия и других редкоземельных примесей [29, 33, 34]. <h3>Конструктивные особенности буровой скважины</h3> Целью бурения являются поиски и оценка залежей углеводородного сырья. Исходя из особенностей геологического строения АБ планируется определённый технологический регламент строительства скважин. Предлагаемый рабочий проект на строительство вертикальной разведочной скважины составляет 4200 м проектной глубины. Выбор конструкции скважины – основной этап её проектирования – должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременного эксплуатируемого объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение [36–38]. Выбор конструкции скважины зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются: – назначение скважины; – глубина скважины; – особенности геологического строения месторождения и степень его изученности; – геолого-физическая характеристика пород: устойчивость, величины пластовых давлений (коэффициенты аномальности пластовых давлений) и давлений поглощения (индексы давлений поглощений); – состав пластовых жидкостей (капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь); – профиль скважины; – способ бурения и уровень развития технологии бурения в данном районе; – метод вскрытия перспективного продуктивного пласта; – экономические факторы. Конструкция скважины должна обеспечивать: – доведение до проектной глубины; – предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения; – осуществление заданных параметров, способов вскрытия и методов эксплуатации продуктивных горизонтов; – минимальные затраты на строительство скважины как законченного объекта в целом. Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя из несовместимых условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплён обсадной колонной, а проведение дополнительных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно. Для проектирования конструкции скважины рекомендуется использование метода построения совмещённого графика изменения коэффициента аномальности пластовых давлений (Ka), индекса давления поглощения (Kn) и относительной плотности промывочной жидкости (ρo) в зависимости от глубины (z). Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости (пресной воды) высотою от устья скважины до рассматриваемой точки пласта (1): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>K</mi><mi>α</mi></msub><mo>=</mo><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>п</mi><mi>л</mi></mrow></msub><mo>/</mo><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>С</mi><mi>Т</mi></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>п</mi><mi>л</mi></mrow></msub><mo>/</mo><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub><mi>g</mi><mi>z</mi></math>(1) где<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>п</mi><mi>л</mi></mrow></msub></math> – пластовое давление на глубине от устья скважины, Па;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>С</mi><mi>Т</mi></mrow></msub></math> – условное гидростатическое давление, Па;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub></math> – плотность пресной воды,<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub></math> = 1000 кг/м³;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>g</mi></math> – ускорение земного притяжения 9,81 м/с², в дальнейших расчётах можно принимать 10 м/с²;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>z</mi></math> – глубина подошвы пласта, м. Под индексом давления понимают отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к гидравлическому давлению столба пресной воды высотою от устья скважины до рассматриваемой точки поглощающего пласта (2): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>K</mi><mi>n</mi></msub><mo>=</mo><msub><mi>P</mi><mi>n</mi></msub><mo>/</mo><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>С</mi><mi>Т</mi></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>P</mi><mi>n</mi></msub><mo>/</mo><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub><mi>g</mi><mi>z</mi></math>(2) где<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>P</mi><mi>n</mi></msub></math> – давление поглощения промывочной жидкости в пласт на глубине, Па. Если отсутствуют значения давления поглощения, то его можно определить по эмпирическим формулам (3–4): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>P</mi><mi>n</mi></msub><mo>=</mo><mo>(</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>75</mn><mo>÷</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>95</mn><mo>)</mo><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>Р</mi></mrow></msub></math>(3) <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>Р</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>0083</mn><mi>z</mi><mo>+</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>66</mn><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>п</mi><mi>л</mi></mrow></msub></math>(4) где <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Р</mi><mrow><mi>Г</mi><mi>Р</mi></mrow></msub></math>– давление гидроразрыва пород на глубине, Па. Под относительной плотностью бурового раствора (<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>о</mi></msub></math>) понимают отношение плотности промывочной жидкости (<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mrow><mi>п</mi><mo>.</mo><mi>ж</mi><mo>.</mo></mrow></msub></math>) к плотности пресной воды (<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub></math>) (5): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>о</mi></msub><mo>=</mo><msub><mi>ρ</mi><mrow><mi>п</mi><mo>.</mo><mi>ж</mi><mo>.</mo></mrow></msub><mo>/</mo><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub></math>(5) Подставляя значения Pпл, Pn, PГРчерез Ka, Kn и ρo в неравенство (соблюдаемое во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения) PплPГРPn, после преобразования получим неравенство безразмерных величин (6): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>К</mi><mi>α</mi></msub><mo></mo><msub><mi>ρ</mi><mi>о</mi></msub><mo></mo><msub><mi>К</mi><mi>n</mi></msub></math>(6) Минимально необходимую величину ρo для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов определяем по формуле (7): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>ρ</mi><mi>o</mi></msub><mo>=</mo><msub><mi>K</mi><mi>p</mi></msub><mo></mo><mo>*</mo><mo></mo><msub><mi>K</mi><mi>α</mi></msub></math>(7) где Kр – коэффициент резерва, изменяющийся в зависимости от глубины скважины. Согласно вышеперечисленным формулам был произведен расчёт изменения гидростатического, прогнозного пластового давлений, давлений поглощения промывочной жидкости в пласт и гидроразрыва пород на определённых глубинах. Результаты представлены в табл. 1. При определении пластовых давлений необходимо учесть изменение температуры по разрезу, которое влияет на изменение давлений в определённых замкнутых интервалах в зависимости от условия залегания горных пород. Расчёт изменения температур рассчитывался по формуле (8): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>t</mi><mi>z</mi></msub><mo>=</mo><msub><mi>t</mi><mrow><mi>н</mi><mi>с</mi></mrow></msub><mo>+</mo><mfenced><mfrac><mrow><mi>z</mi><mo>-</mo><msub><mi>z</mi><mrow><mi>н</mi><mi>с</mi></mrow></msub></mrow><mn>100</mn></mfrac></mfenced><mo></mo><mo>*</mo><mo></mo><mn>3</mn></math>(8) где<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>t</mi><mi>z</mi></msub></math> – температура на определенной глубине, °С;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>t</mi><mrow><mi>н</mi><mi>с</mi></mrow></msub></math> – температура в нейтральном слое, °С (была взята 18°С), <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>z</mi></math>– глубина залегания, м;<math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>z</mi><mrow><mi>н</mi><mi>с</mi></mrow></msub></math> – глубина нейтрального слоя, м (было взято значение 40 м). Таблица 1. Результаты расчёта прогнозных давлений и температуры с глубиной бурения Table 1. Results of calculating predicted pressures and temperatures with drilling depth <table> <tbody> <tr> <td> z, м </td> <td> Ргст, МПа </td> <td> Рпл. прогн., МПа </td> <td> Рп, МПа </td> <td> Ргр, МПа </td> <td> tz, Со </td> <td> Ка </td> <td> ρо </td> <td> Кп </td> <td> ρп.ж., кг/м³ </td> </tr> <tr> <td> 10 </td> <td> 0,1 </td> <td> 0,101 </td> <td> 0,142 </td> <td> 0,149 </td> <td> 18 </td> <td> 1,01 </td> <td> 1,111–1,161 </td> <td> 1,421 </td> <td> 1111–1161 </td> </tr> <tr> <td> 20 </td> <td> 0,2 </td> <td> 0,204 </td> <td> 0,285 </td> <td> 0,300 </td> <td> 18 </td> <td> 1,02 </td> <td> 1,122–1,173 </td> <td> 1,428 </td> <td> 1122–1173 </td> </tr> <tr> <td> 30 </td> <td> 0,3 </td> <td> 0,306 </td> <td> 0,428 </td> <td> 0,450 </td> <td> 18 </td> <td> 1,02 </td> <td> 1,122–1,173 </td> <td> 1,428 </td> <td> 1122–1173 </td> </tr> <tr> <td> 40 </td> <td> 0,4 </td> <td> 0,408 </td> <td> 0,571 </td> <td> 0,601 </td> <td> 18 </td> <td> 1,02 </td> <td> 1,122–1,173 </td> <td> 1,428 </td> <td> 1122–1173 </td> </tr> <tr> <td> 50 </td> <td> 0,5 </td> <td> 0,51 </td> <td> 0,714 </td> <td> 0,751 </td> <td> 18,3 </td> <td> 1,02 </td> <td> 1,122–1,173 </td> <td> 1,428 </td> <td> 1122–1173 </td> </tr> <tr> <td> 60 </td> <td> 0,6 </td> <td> 0,618 </td> <td> 0,860 </td> <td> 0,905 </td> <td> 18,6 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 70 </td> <td> 0,7 </td> <td> 0,721 </td> <td> 1,004 </td> <td> 1,056 </td> <td> 18,9 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 80 </td> <td> 0,8 </td> <td> 0,824 </td> <td> 1,147 </td> <td> 1,207 </td> <td> 19,2 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 90 </td> <td> 0,9 </td> <td> 0,927 </td> <td> 1,290 </td> <td> 1,358 </td> <td> 19,5 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 100 </td> <td> 1 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1,509 </td> <td> 19,8 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 200 </td> <td> 2 </td> <td> 2,06 </td> <td> 2,868 </td> <td> 3,019 </td> <td> 22,8 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 300 </td> <td> 3 </td> <td> 3,09 </td> <td> 4,302 </td> <td> 4,529 </td> <td> 25,8 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 400 </td> <td> 4 </td> <td> 4,12 </td> <td> 5,737 </td> <td> 6,039 </td> <td> 28,8 </td> <td> 1,03 </td> <td> 1,133–1,845 </td> <td> 1,434 </td> <td> 1133–1845 </td> </tr> <tr> <td> 500 </td> <td> 5 </td> <td> 5,2 </td> <td> 7,202 </td> <td> 7,582 </td> <td> 31,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 600 </td> <td> 6 </td> <td> 6,24 </td> <td> 8,643 </td> <td> 9,098 </td> <td> 34,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 700 </td> <td> 7 </td> <td> 7,28 </td> <td> 10,084 </td> <td> 10,614 </td> <td> 37,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 800 </td> <td> 8 </td> <td> 8,32 </td> <td> 11,524 </td> <td> 12,131 </td> <td> 40,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 900 </td> <td> 9 </td> <td> 9,36 </td> <td> 12,965 </td> <td> 13,647 </td> <td> 43,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 1000 </td> <td> 10 </td> <td> 10,4 </td> <td> 14,405 </td> <td> 15,164 </td> <td> 46,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 1100 </td> <td> 11 </td> <td> 11,44 </td> <td> 15,846 </td> <td> 16,680 </td> <td> 49,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 1200 </td> <td> 12 </td> <td> 12,48 </td> <td> 17,286 </td> <td> 18,196 </td> <td> 52,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,144–1,196 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1144–1196 </td> </tr> <tr> <td> 1300 </td> <td> 13 </td> <td> 13,52 </td> <td> 18,727 </td> <td> 19,713 </td> <td> 55,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,092–1,144 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1092–1144 </td> </tr> <tr> <td> 1400 </td> <td> 14 </td> <td> 14,56 </td> <td> 20,168 </td> <td> 21,229 </td> <td> 58,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,092–1,144 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1092–1144 </td> </tr> <tr> <td> 1500 </td> <td> 15 </td> <td> 15,6 </td> <td> 21,608 </td> <td> 22,746 </td> <td> 61,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,092–1,144 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1092–1144 </td> </tr> <tr> <td> 1600 </td> <td> 16 </td> <td> 16,64 </td> <td> 23,049 </td> <td> 24,262 </td> <td> 64,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,092–1,144 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1092–1144 </td> </tr> <tr> <td> 1700 </td> <td> 17 </td> <td> 17,68 </td> <td> 24,489 </td> <td> 25,778 </td> <td> 67,8 </td> <td> 1,04 </td> <td> 1,092–1,144 </td> <td> 1,440 </td> <td> 1092–1144 </td> </tr> <tr> <td> 1800 </td> <td> 18 </td> <td> 18,9 </td> <td> 26,043 </td> <td> 27,414 </td> <td> 70,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 1900 </td> <td> 19 </td> <td> 19,95 </td> <td> 27,490 </td> <td> 28,937 </td> <td> 73,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2000 </td> <td> 20 </td> <td> 21 </td> <td> 28,937 </td> <td> 30,46 </td> <td> 76,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2100 </td> <td> 21 </td> <td> 22,05 </td> <td> 30,383 </td> <td> 31,983 </td> <td> 79,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2200 </td> <td> 22 </td> <td> 23,1 </td> <td> 31,830 </td> <td> 33,506 </td> <td> 82,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2300 </td> <td> 23 </td> <td> 24,15 </td> <td> 33,277 </td> <td> 35,029 </td> <td> 85,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2400 </td> <td> 24 </td> <td> 25,2 </td> <td> 34,724 </td> <td> 36,552 </td> <td> 88,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2500 </td> <td> 25 </td> <td> 26,25 </td> <td> 36,171 </td> <td> 38,075 </td> <td> 91,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,102–1,155 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1102–1155 </td> </tr> <tr> <td> 2600 </td> <td> 26 </td> <td> 27,3 </td> <td> 37,618 </td> <td> 39,598 </td> <td> 94,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,092–1,123 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1092–1123 </td> </tr> <tr> <td> 2700 </td> <td> 27 </td> <td> 28,35 </td> <td> 39,064 </td> <td> 41,121 </td> <td> 97,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,092–1,123 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1092–1123 </td> </tr> <tr> <td> 2800 </td> <td> 28 </td> <td> 29,4 </td> <td> 40,511 </td> <td> 42,644 </td> <td> 100,8 </td> <td> 1,05 </td> <td> 1,092–1,123 </td> <td> 1,446 </td> <td> 1092–1123 </td> </tr> <tr> <td> 2900 </td> <td> 29 </td> <td> 30,74 </td> <td> 42,140 </td> <td> 44,358 </td> <td> 103,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3000 </td> <td> 30 </td> <td> 31,8 </td> <td> 43,593 </td> <td> 45,888 </td> <td> 106,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3100 </td> <td> 31 </td> <td> 32,86 </td> <td> 45,046 </td> <td> 47,417 </td> <td> 109,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3200 </td> <td> 32 </td> <td> 33,92 </td> <td> 46,499 </td> <td> 48,947 </td> <td> 112,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3300 </td> <td> 33 </td> <td> 34,98 </td> <td> 47,952 </td> <td> 50,476 </td> <td> 115,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3400 </td> <td> 34 </td> <td> 36,04 </td> <td> 49,406 </td> <td> 52,006 </td> <td> 118,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3500 </td> <td> 35 </td> <td> 37,1 </td> <td> 50,859 </td> <td> 53,536 </td> <td> 121,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3600 </td> <td> 36 </td> <td> 38,16 </td> <td> 52,312 </td> <td> 55,065 </td> <td> 124,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3700 </td> <td> 37 </td> <td> 39,22 </td> <td> 53,765 </td> <td> 56,595 </td> <td> 127,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3800 </td> <td> 38 </td> <td> 40,28 </td> <td> 55,218 </td> <td> 58,124 </td> <td> 130,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 3900 </td> <td> 39 </td> <td> 41,34 </td> <td> 56,671 </td> <td> 59,654 </td> <td> 133,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 4000 </td> <td> 40 </td> <td> 42,4 </td> <td> 58,124 </td> <td> 61,184 </td> <td> 136,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 4100 </td> <td> 41 </td> <td> 43,46 </td> <td> 59,577 </td> <td> 62,713 </td> <td> 139,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> <tr> <td> 4200 </td> <td> 42 </td> <td> 44,52 </td> <td> 61,031 </td> <td> 64,243 </td> <td> 142,8 </td> <td> 1,06 </td> <td> 1,102–1,134 </td> <td> 1,453 </td> <td> 1102–1134 </td> </tr> </tbody> </table> По совмещённому графику (рис. 6, 7) выделяются зоны несовместимых условий бурения, которые должны быть перекрыты обсадной колонной (табл. 2). Затем количество обсадных колонн и глубины их спуска уточняются исходя из ожидаемых осложнений, опыта бурения и технико-технологических возможностей (рис. 8, 9). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Изменение градиента давлений с глубиной бурения" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227443-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227443-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 6. Изменение градиента давлений с глубиной бурения Figure 6. Change in pressure gradient with drilling depth <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Изменение температуры с глубиной бурения" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227444-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227444-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 7. Изменение температуры с глубиной бурения Figure 7. Temperature change with drilling depth Таблица 2. Общие сведения о конструкции скважины Table 2. General information about well design <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> № п/п </td> <td rowspan="2"> Наименование колонны Name of column </td> <td colspan="2"> Диаметр, мм Diameter, mm </td> <td rowspan="2"> Глубина спуска колонны, м Casing setting depth, m </td> <td rowspan="2"> Высота подъема цемента за колонной Cement lifting height behind the column </td> </tr> <tr> <td> скважины (долота) well (bit) </td> <td> обсадной колонны casing column </td> </tr> <tr> <td> 1 </td> <td> Направление Direction </td> <td> 660,4 </td> <td> 508,0 </td> <td> 50 </td> <td> до устья until mouth of the well </td> </tr> <tr> <td> 2 </td> <td> Кондуктор Conductor </td> <td> 490 </td> <td> 406,4 </td> <td> 450 </td> <td> до устья until mouth of the well </td> </tr> <tr> <td> 3 </td> <td> Первая промежуточная Surface casing </td> <td> 444,5 </td> <td> 339,7 </td> <td> 1700 </td> <td> до устья until mouth of the well </td> </tr> <tr> <td> 4 </td> <td> Вторая промежуточная Intermediate casing </td> <td> 295,3 </td> <td> 244,5 </td> <td> 2800 </td> <td> до устья until mouth of the well </td> </tr> <tr> <td> 5 </td> <td> Эксплуатационная Production casing </td> <td> 212,7 </td> <td> 168,3 </td> <td> 4200 </td> <td> до устья until mouth of the well </td> </tr> </tbody> </table> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Рекомендуемая конструкция скважины для Алакольского осадочного бассейна, спроектированная в программном обеспечении «Бурсофтпроект»" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227445-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227445-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 8. Рекомендуемая конструкция скважины для Алакольского осадочного бассейна, спроектированная в программном обеспечении «Бурсофтпроект» Figure 8. Recommended well design for the Alakol sedimentary basin, designed in the Bursoftproject software <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Прогнозная плотность промывочной жидкости для бурения скважины Алакольского осадочного бассейна" href="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227446-1-SP.PNG" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108695/supp/108695-227446-1-SP.PNG"></a></div> </center> Рисунок 9. Прогнозная плотность промывочной жидкости для бурения скважины Алакольского осадочного бассейна Figure 9. Predicted density of the drilling fluid for drilling a well in the Alakol sedimentary basin <h3>Обсуждение</h3> АБ, образованный вследствие опускания в позднем палеозое – мезозое (рис. 3–5) блока земной коры по крупноамплитудным сбросо-сдвигам Главного Джунгарского и Чингизского разломов, характеризуется слабой вертикальной кинетикой с неглубоким залеганием фундамента. Наиболее глубокие Южно- и Северо-Алакольские прогибы заполнены верхнепалеозойскими терригенными отложениями (рис. 3, 5). Глубокое бурение в центральных частях АБ и геохимические исследования с целью прогноза нефтегазоносности не производились. Верхнедевонско-нижнекаменноугольные пермские породы АБ залегают на глубине от 2,5 км (кровля горизонта) до 4 км и глубже (до 4,2 км подошва). Соответственно, они могли достичь уровня зрелости активной генерации У (зоны «газового окна») и являются потенциально перспективными. Палеозойские водоносные отложения содержат преимущественно пресные инфильтрационные воды с минерализацией 1–2 мг/л. Такого же уровня минерализация характерна для юрских, меловых и палеогеновых отложений, однако с увеличением глубины залегания минерализация возрастает до 20 г/л [5, 31–35]. Все эти особенности были учтены при проектировании конструкции буровой скважины. <h3>Заключение</h3> <ol> <li>Изучение позднепалеозойской – мезозойской тектонической эволюции АБ [35] свидетельствует, что породы коллекторов верхнего девона, карбона, перми, юры и палеогена могли аккумулировать УВ. Вероятно, углеводородный потенциал АБ является следствием вторичной миграции УВ из подстилающих терригенных отложений.</li> <li>Возможные перспективы АБ на углеводородное сырье в зонах погружения фундамента связаны с:</li> </ol> – увеличением мощностей отложений карбона, перми, триаса, нижней юры, обогащенных органическим веществом; – погружением кровли фундамента АБ, имеющей ступенчатый характер поверхности и контролируемой динамикой ГДР и ГЧР и сопряжённых с ними оперяющих разломов на коллизионном и постколлизионном этапах, что в свою очередь приводит к формированию стратиграфических, литологических и структурно-экранированных ловушек. <ol start="3"> <li>Учитывая особенности глубинного строения и специфику литолого-стратиграфического разреза АБ, предлагается конструкция проектной скважины. Для этого были произведены расчёты прогнозных пластовых давлений, давлений поглощения промывочной жидкости, гидроразрыва, градиента температуры и изменений давлений с глубиной, коэффициента аномальности, индекса давления, относительной плотности бурового раствора и плотности промывочной жидкости.</li> <li>Выявленные особенности регионального, локального строения, литолого-палеогеографических условий, литолого-фациального и вещественного состава пород АБ позволяют в определённой мере оптимистически оценивать перспективы его углеводородного потенциала. Прогнозируемые зоны с ловушками приурочены к опущенным частям грабенов. Все эти особенности по возможности должно подтвердить проектируемое бурение.</li> </ol> <h3>ДОПОЛНИТЕЛЬНО</h3> Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования. Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи. Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Чакликов А.Е. – написание статьи, подготовка графических приложений, скважинный расчет и его проверка, сбор материалов, Коробкин В.В. – написание и редактирование статьи, составление графических приложений, сбор материалов, Исмаилов А.А. – написание и редактирование главы конструкции скважины, проверка скважинного расчета, сбор материалов, Буслов М.М., Тулемисова Ж.С. – написание и редактирование геологического раздела, редактировние графических приложений. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This study was not supported by any external sources of funding. Competing interests. The author declares that they have no competing interests. Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Akhan Ye. Chaklikov – writing an article, preparing graphical applications, well calculation and testing, collecting materials; Valeriy V. Korobkin – writing and editing the article, drawing up graphic applications, collecting materials; Abdulakhat A. Ismailov – writing and editing the chapter on well design, checking well calculations, collecting materials; Mikhail M. Buslov, Zhamal S. Tulemissova – writing and editing section on geology, editing graphic applications.

Bespalov VF. Geologicheskoye stroyeniye Kazakhskoy SSR. Alma-Ata: Nauka; 1971. 357 p. (In Russ).

Koshkin VY. Tektonicheskoye polozheniye Balkhash-Iliyskogo gertsinskogo vulkanicheskogo poyasa. Tektonika Uralo-Mongol'skogo skladchatogo poyasa. Moscow: Nauka; 1974. (In Russ).

Zonenshain LP, Kuzmin MI, Natapov LM. Geology of the USSR: a plate-tectonic synthesis. Geodynamic Series, 21. Washington: American Geophysical Union; 1990. 242 p.

Bekzhanov GR, Koshkin VY, Nikitchenko II, et al. Geologicheskoye stroyeniye Kazakhstana. Almaty: Akademiya mineral'nykh resursov Respubliki Kazakhstan; 2000. 396 p. (In Russ).

Akchulakov U, Zholtayev G, Iskaziyev KO, et al. Atlas neftegazonosnykh i perspektivnykh osadochnykh basseynov Respubliki Kazakhstan. Almaty; 2015. 97 p. (In Russ).

Wang HZ. Atlas of the Paleogeography of China [in Chinese with English summary]. Beijing: Cartographic Publishing House; 1985.

Dobretsov NL. Evolution of structures of the Urals, Kazakhstan, Tien Shan, and Altai-Sayan region within the Ural-Mongolian fold belt (Paleoasian ocean). Russian Geology and Geophysics. 2003;44(1):5–27.

Xiao WJ, Windley BF, Huang BC, et al. End-Permian to mid-Triassic termination of the accretionary processes of the southern Altaids: implications for the geodynamic evolution, Phanerozoic continental growth, and metallogeny of Central Asia. International Journal of Earth Sciences. 2009;98(6):1189–1217. doi:10.1007/s00531-008-0407-z.

Mossakovskiy AA, Ruzhentsev SV, Samygin SG, Kheraskova TN. Tsentral'no-Aziatskoy skladchatyy poyas: geodinamicheskaya evolyutsiya i istoriya formirovaniya. Geotektonika. 1993;6:3–31. (In Russ).

10.

Sengör AMC, Natal’in BA, Burtman VS. Evolution of the Altaid tectonic collage and Palaeozoic crustal growth in Eurasia. Nature. 1993;364(6435):299–307.

11.

Didenko AN, Mossakovskii AA, Pecherskii DM, et al. Geodynamics of the Centra Asian Paleozoic oceans. Russian Geology and Geophysics. 1994;35(7):59–75.

12.

Fedorenko OA, Miletenko NV. Atlas litologo-paleogeograficheskikh, strukturnykh, palinspasticheskikh i geoekologicheskikh kart Tsentral'noy Yevrazii. Almaty: YUGGEO; 2002. (In Russ).

13.

Windley BF, Kröner A, Guo J, et al. Neoproterozoic to Paleozoic geology of the Altai Orogen, NW China: New zircon age data and tectonic evolution. Journal of Geology. 2002;110(6):719–737. doi:10.1086/342866.

14.

Dobretsov NL, Buslov MM. Late Cambrian–Ordovician tectonics and geodynamics of Central Asia. Russian Geology and Geophysics. 2007;48(1):71–82. doi:10.1016/j.rgg.2006.12.006.

15.

Windley BF, Alexeiev D, Xiao WJ, et al. Tectonic models for accretion of the Central Asian Orogenic Belt. Journal of Geological Society. 2007;164(1):31–47. doi:10.1144/0016-76492006-022.

16.

Ryazantsev AV, Degtyarev KY, Kotov AB, et al. Ofiolity i ostrovoduzhnyye kompleksy Zhalair-Naymanskoy zony i Chu-Kendyktasskogo massiva (Yuzhnyy Kazakhstan): polozheniye v Struktura, obosnovaniye vozrasta i obstanovki formirovaniya. Doklady nauk o Zemle. 2009;427(2):902–906. (In Russ).

17.

Bian W, Hornung J, Liu Z, et al. Sedimentary and palaeoenvironmental evolution of the Junggar Basin, Xinjiang, Northwest China. Palaeobiology and Palaeoenvironment. 2010;90(3):175–186. doi:10.1007/s12549-010-0038-9.

18.

Korobkin VV, Buslov MM. Tectonics and geodynamics of the western Central Asian Fold Belt (Kazakhstan Paleozoides). Russian Geology and Geophysics. 2011;52(12):1600–1618. doi:10.1016/j.rgg.2011.11.011.

19.

Xiao WJ, Windley BF, Allen MF, Han CM. Paleozoic multiple accretionary and collisional tectonics of the Chinese Tianshan orogenic collage. Gondwana Research. 2013;23:1316–1341. doi:10.1016/j.gr.2012.01.012.

20.

Xiao WJ, Santosh M. The western Central Asian Orogenic Belt: a window to accretionary orogenesis and continental growth. Gondwana Research. 2014;25:1429–1444. doi:10.1016/j.gr.2014.01.008.

21.

Buslov MM, Cai K. Tectonics and geodynamics of the Altai-Junggar orogen in the vendian-paleozoic: implications for the continental evolution and growth of the Central Asian fold belt. Geodynamics & Tectonophysics. 2017;8:421–427.

22.

Samygin SG, Kheraskova TN. Geologicheskoye stroyeniye i etapy tektonicheskoy evolyutsii paleozoid Kazakhstana. Litosfera. 2019;19(3):347–371. doi:10.24930/1681-9004-2019-19-3-347-371. (In Russ).

23.

Brunet M, Sobel ER, McCann T. Geological evolution of Central Asian basins and the western Tien Shan range. Geological Society of London. 2020;427:1–17. doi:10.1144/SP427.17.

24.

Zholtayev GZ, Nikitina OI, Zhaymina VY, et al. Modernizatsiya stratigraficheskikh skhem fanerozoya Kazakhstana na osnove Mezhdunarodnoy khronostratigraficheskoy shkaly – 2016–2021. Almaty: Institut geologicheskikh nauk imeni K.I. Satpayeva; 2021. 139 p. (In Russ).

25.

Zholtayev GZ. Geodinamicheskiye modeli i neftegazonosnost' paleozoyskikh osadochnykh basseynov Zapadnogo i Yuzhnogo Kazakhstana [dissertation]. Moscow; 1992. (In Russ).

26.

Korobkin VV. Tektonicheskoye rayonirovaniye i strukturnyye stili paleozoid Kazakhstana. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2011;319(1):71–77. (In Russ).

27.

Abdulina AA, Zaytseva YA, editors. Tektonicheskaya karta oblasti paleozoyskikh skladchatostey Kazakhstana i sopredel'nykh territoriy. Masshtab 1:1500 000. Moscow; 1976. (In Russ).

28.

Puchkov VN. Paleogeodinamika Yuzhnogo i Srednego Urala. Ufa: GILEM; 2000. 146 p.

29.

Azizov TM, Vlasov VI. Basseyny i mestorozhdeniya ugley i goryuchikh slantsev Kazakhstana. Almaty: Informatsionno-analiticheskiy tsentr geologii i mineral'nykh resursov RK; 1997. 113 p. (In Russ).

30.

Votsalevskiy ES, Bulekbayev ZY, Iskuzhiyev BA, et al. Spravochnik Mestorozhdeniya nefti i gaza Kazakhstana. Almaty: Kazakhstanskiy institut mineral'nogo syr'ya; 1999. 326 p. (In Russ).

31.

Li AB. Tektonika i perspektivy neftegazonosnosti Yuzhnogo Kazakhstana. Alma-Ata: Nauka KazSSR; 1975. 220 p. (In Russ).

32.

Votsalevskiy ES, Daukeyev SZ, Kolomiyets VP, et al. Glubinnoye stroyeniye i mineral'nyye resursy Kazakhstana. Neft' i gaz. 2002;3. (In Russ).

33.

Akchulakov UA, Zhylkaydarov IS, Zholtayev G, et al. Metodicheskoye rukovodstvo po kolichestvennoy otsenke prognoznykh resursov uglevodorodnogo syr'ya Respubliki Kazakhstan. Almaty; 2002. 72 p. (In Russ).

34.

Zholtayev GZ, Ozdoyev SM. Perspektivy neftegazonosnosti Alakol'skogo osadochnogo basseyna. Izvestiya NAN RK, Seriya geologicheskaya. 2010;3:122–127. (In Russ).

35.

Korobkin VV, Chaklikov AY, Ismailov AA, Tulemisova ZS. Pozdnepaleozoyskaya – mezozoyskaya tektonicheskaya evolyutsiya i perspektivy poiskov uglevodorodnogo syr'ya v Alakol'skom osadochnom basseyne (Kazakhstan). Geodinamika i tekton of izika. 2023;14(5). doi:10.5800/GT-2023-14-5-0717. (In Russ).

36.

Ismailov AA, Sakiyev DT. Osobennosti stroitel'stva skvazhin v podsolevykh mestorozhdeniyakh v usloviyakh AVPD (na primere mestorozhdeniya Kashagan). Materialy Chetvertoy Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii «Problemy innovatsionnogo razvitiya neftegazovoy industrii»; 2012 Feb 23–24; Almaty. (In Russ).

37.

Tikebayev T, Kabdulov S, Ismailov A. Analysis of the existing methods for elimination of cement slurry losses while well cementing. Int. J. Chem. Sci. 2013;11(1):150–158.

38.

Ismailova JA, Khussainova AR, Zerpa LE, et al. A new predictive thermodynamic model of paraffin Formation with the calculation of the mathematical Origin of the poynting correction factor. NEWS of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences. 2023;3(459):96–107. doi:10.32014/2023.2518-170X.302.