Астраханское газоконденсатное месторождение

Юрско-меловые отложения являются основным нефтегазоносным комплексом южнее исследуемой площади на кряже Карпинского. В зоне сочленения Скифско-Туранской и Восточно-европейской платформ залежь нефти в юрских песчаниках открыта на Бешкульском месторождении. Нефтепроявления из юрско-меловых пород в виде притоков пластовой воды с нефтью получены на Разночиновской и Тинакской площадях.

Непосредственно на исследуемой площади в северо-восточной части Сарпинского прогиба в отложениях комплекса открыто Верблюжье нефтяное месторождение.

Газоносность меловых отложений установлена также на Халганском куполе, где в альбских песчаниах открыты две небольшие газовые залежи.

Породы-коллекторы юрско-мелового нефтегазоносного комплекса представлены в основном песчаниками и алевролитами. Открытая пористость пород достигает 30-35%, проницаемость-до 1,3 мкм2. Покрышками для залежей являются хорошо выдержанные по площади глинистые толщи верхней части байосского яруса средней юры и верхней части альбского яруса нижнего мела.

Верхнемеловые отложения сложены, в основном, карбонатными породами, отличаются малой проницаемостью этих отложений.

В толще кайнозойского возраста также установлены отдельные признаки нефтегазоносности. Так, нефтепроявления в виде притоков пластовой воды с плёнками нефти и нефтенасыщенности кернового материала из палеогеновых отложений зафиксированы на Чапаевском соляном куполе. Ряд газопроявлений получен при бурении и испытании отложений неогенового возраста: на Полевой площади, на Кирикилинском поднятии. Небольшие притоки газа из апшеронских песков отмечались на Азаусском и Красноярском соляных куполах. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, алевролиты и пески, перекрытые многочисленными пачками глин.

В центральной части Сарпинского прогиба две небольшие залежи в палеогеновых отложениях выявлены на Царынской площади (дебит газа в скв. №3 составил 42,8 тыс. м3/сут. Через штуцер диаметром 13,4 мм. Нижняя залежь приурочена к пачке переслаивания песчаников, алевролитов и глин палеоценового возраста с абсолютными отметками залегания от минус 539 м до минус 567,6 м. Дебит газа достигал 71,4 тыс. м3/сут. через 10 мм штуцер скв. №3.)

Таким образом, общие особенности геологического строения юго-западной части Прикаспийской впадины заключаются в следующем. Исследуемая территория длительное время являлась областью устойчивого прогибания, компенсированного накоплением мощных осадочных толщ. Сульфатно-галогенные образования кунгурского яруса нижней перми, осложнённые активными проявлениями соляного тектогенеза, разделяет осадочный чехол на два комплекса: подсолевой и солянокупольный.

 Наибольшие ресурсы углеводородного сырья по современным оценкам содержит подсолевой комплекс отложений. В перекрывающих соль осадочных толщах также существуют условия, благоприятные для образования залежей УВ. Это в первую очередь относится к отложениям нижнего триаса, средней юры и нижнего мела. Их продуктивность установлена открытием ряда сравнительно небольших месторождений нефти и газа. Вместе с тем, данные месторождения выгодно отличаются от подсолевых меньшими глубинами залегания, низким содержанием кислых компонентов, отсутствием сложных термобарических условий, что делает их привлекательными для изучения и освоения.

 

3. Астраханское газоконденсатное  месторождение (АГКМ)

 

Астраханское месторождение расположено во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины в центральной части Астраханского свода и контролируется его вершиной субширотного простирания, осложненной рядом локальных поднятий с амплитудой до 100 м (рис.). Открыто в 1976 г. Оно имеет размеры 100*40 км, приурочено к отложениям среднего карбона, которые залегают на глубинах 3880-4250 м. Высота залежи около 230 м. Мощность продуктивной пачки до 230 м., эффективная до 100 м. Залежь массивно-пластового типа. Надежной региональной покрышкой являются плотная пачка нижнепермских карбонатно-кремнисто-глинистых пород и вышележащая толща кунгурской соли. Продуктивная толща АГКМ представлена комплексом органогенных известняков башкирского яруса, главным образом его нижнего подъяруса, в объеме прикамского, северо-кельтменского и краснополянского горизонтов. Продуктивная толща АГКМ залегает на эрозионной поверхности серпуховских отложений нижнего карбона. Глубины залегания пластов составляют 3950-4100 м. Эффективная газонасыщенная толщина меняется от 40 до 176-287 м. Залежь подстилается пластовыми водами хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типа пониженной минерализации (удельный вес 1,08 г/см3 , минерализация 100-130 г/л), повышенной сульфатности и с высокой газонасыщенностью (700 см3 и более) [7].

Продуктивные горизонты представлены неравномерным чередованием проницаемых пористых, слабопористых и плотных известняков, неравномерно трещиноватых, и участками кавернозных коллекторов, обладают очень низкими значениями проницаемости, которые на один-два порядка ниже, чем проницаемость карбонатных коллекторов других газоконденсатных месторождений. Коллекторам порового типа соответствуют коэффициент открытой пористости 10,5-15 % и коэффициент проницаемости 0,78-0,62*10-15 м2. Коллекторам порово-трещинного и трещинно-порового типов соответствует коэффициент открытой пористости 3-11% и коэффициент трещинной проницаемости 5-20* 10-15 м2 , который в отдельных пропластках может возрастать до 1*10-13 м2.

Начальные термобарические условия залежи были оценены в процессе разведочного бурения и начала ОПЭ (1982-1988 г.г.). Глубинными замерами охвачена вся площадь АГКМ (таблица 1).

Начальные пластовые давления, полученные в процессе разведки (Лапшин В.И., Саутин А.З. и др., 1999)

 

Таблица 1 

Параметры	Скважины АГКМ
	17	42	45	32	40	73	72-р	5	8
Глубина замера, м	4020	3950	4030	3940	3900	4000	3990	4022	3925
Пластовое давление, МПа	61,96	61,96	60,99	61,7	59,5	61,88	60,82	62,88	59,35

 

Начальное пластовое давление АГКМ на абсолютную отметку –4100 м составило 61,73 Мпа, АВПД на АГКМ составляет около 1,5, при вертикальном градиенте 0,487 Мпа / 100 м. Результаты замеров начальных пластовых температур приведены в таблице 2 .

Температуры на забое скважин АГКМ (Лапшин В.И., Саутин А.З. и др., 1999).

 

Таблица 2

Параметры	Скважины АГКМ
	42	15-А	40	5-А	42	27	45	32	17
Глубина замера, м	4050	4040	4000	4159	3950	4070	4030	4007	4011
Температура, К	385	382	381	382	384	389	384	382	382

 

Температура газоконденсатной залежи на абсолютной отметке –4100 м составляет 385, 5 К, градиент 4,2 оС на 100 м.

Дебиты газа по данным опробования колеблются от 23,5 до 1023,5 тыс м3/сут. Газовая фаза АГКМ, уникальная по составу, состоит из сероводорода 15-30 мольных долей %, углекислого газа 10-22 %, метана 40-65 %, гомологов метана 3,5-6 %. Газ содержит соединения органической серы (меркаптаны)- 460 мг/м3.Содержание жидкой фазы конденсата колеблется от 130 до 320 г/м3, плотность конденсата меняется от 0,795 до 0,825 и более г/см3. Следует отметить значительное изменение состава и свойств пластовой смеси по площади АГКМ. Наиболее существенно изменяется содержание сероводорода, углекислого газа, метана и С5+В, которые преобладают в пластовой смеси. Так, в центральной и западной частях АГКМ содержание сероводорода составляет 25-30 %, углекислого газа – 18-20 %, в восточной части снижается соответственно до 16,5 и 8 %. В распределении метана в пределах АГКМ отмечается обратная зависимость [22].

 В 1982 г. по участку  месторождения площадью 806 км2 утверждены запасы флюидов в ГКЗ с правом его ввода в опытно-промышленную эксплуатацию, а в1988г. ГКЗ утверждены запасы всего месторождения. На его базе создан крупный комплекс по добыче и переработке серы, газа и конденсата.

Условные обозначения:

а - структурная карта; б - геологический разрез

 

 

Рис. 5. Астраханское газоконденсатное месторождение [7].

(по данным АНГРЭ и  АГЭ):

 

1 - изолинии по кровле  башкирского яруса; 2 - скважины разведочные; 3 – внешний контур газоносности; 4 - аргиллиты; 5 - известняки; 6 - газоконденсатная залежь; 7 - абсолютная отметка по данным глубокого бурения

 

Таблица 3. Углеводородных месторождений Астраханской области.[9]

 

Рис 1. Карта нефтегазаносности Астраханской области.[9]

Вывод

 

Астраханское ГКМ имеет значительный ресурсный потенциал.

В настоящее время мощность завода составляет 12 млрд кубов газа и чуть более 4 млн т нефти и газового конденсата в год. При этом основной разработчик АГКМ, компания "Газпром добыча Астрахань" (до февраля 2008 года — "Астраханьгазпром"), более чем за 20 лет работы на месторождении извлекла не более 10% разведанных запасов.

Увеличение добычи и переработки газа на АГКМ целесообразно при вовлечении в разработку восточной части лицензионного участка Астраханского ГКМ, запасы которой составляют порядка 1 трлн. м3 газа.

Генеральной схемой развития ООО «Астраханьгазпром» на период до 2020 года предусмотрены несколько вариантов развития.

 Поддержание добычи  и переработки отсепарированного  газа на проектном уровне - 12 млрд. нм3/год.

Увеличение добычи и переработки отсепарированного газа до 13,5 млрд. нм /год за счет освоения удаленных структур Астраханского месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

1. Аксенов А.А., Гончаренко Б.Д., Калинко М.К. и др. Нефтегазоносность подсолевых отложений. – М.: Недра, 1985. – 205 с.
2. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах.- М.: Недра, 1987. – 216 с.
3. Багдасарова М.В. Современная геодинамика нефтегазоносных территорий – отражение процессов глубинной дегазации Земли//Дегазация Земли: Геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции памяти акад. П.Н. Кропоткина.2002. С. 289-291.
4. Багдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа.//Геология нефти и газа. – 2001. №3. – С. 50-56.
5. Бегун Д.Г., Бобух В.А., Васильев В.Г. и др. Нефтегазоносность и основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в Волго-Донском регионе. – М.: Недра, 1966. – 221 с.
6. Бродский А.Я., Захарчук В.А., Токман А.К. Тектоно-седиментационные особенности продуктивного резервуара АГКМ// Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды Астрахань НИПИГАЗ. Вып. 5. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2004. С. 16-19.
7. Воронин Н.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа. – М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999. – 288 с.
8. Грушевой В. Г., Локтюшина В. Ф. , Юсупова Ф.К. Условия формирования водоупорных систем юго-западной части Прикаспийской впадины в связи процессами нефтегазонакопления. 1982. – 139 с.
9. Журнал «Власть» № 38 (791) от 29.09.2008