Особенности геологического строения продуктивной залежи Астраханского газоконденсатного месторождения



Территориально Астраханский регион расположен в зоне сочленения Восточно-Европейской платформы и Скифско-Туранской плиты — в юго-западной части Прикаспийской впадины, которая является надпорядковой структурой [1].

Площадь Прикаспийской впадины составляет около 500 тыс. км². Мощность осадочного чехла достигает 22 км. По поверхности докембрийского фундамента Прикаспийская впадина имеет форму овала, вытянутого в субширотном направлении с размерами 1000×600 км.

Характерной чертой строения фундамента является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, разбивших фундамент на систему блоков и предопределивших резко расчлененный рельеф его поверхности [5].

Астраханский свод, приуроченный к выступу кристаллического докембрийского фундамента, является крупной структурой юго-запада Прикаспия. Он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой стороной в центр Прикаспийской впадины.

В соответствии с современными представлениями о геологическом строении верхней части земной коры Астраханского свода Прикаспийской впадины выделяют пять структурно-формационных этажей:

– докембрийский (архей-раннепротерозойский) гетерогенный кристаллический фундамент;

– докембрийско-раннепалеозойский (позднерифейско-раннекембрийский) вулканогенно-терригенный и вулканогенно-карбонатный комплекс фундамента;

– раннепозднепалеозойский (кембрийско-позднекаменноугольный) ортоплатформенный чехол;

– позднепалеозойский (раннеперско-позднетриасовый) сульфатно-галогенный и компенсирующий его терригенный комплекс;

– мезокайнозойский (юрско-четвертичный) покровный осадочный чехол.

Астраханское газоконденсатное месторождение находится в пределах Аксарайского вала, занимающего центральную часть Астраханского свода, который входит во внешнюю зону Прикаспийской впадины. Размеры месторождения 73×50 км, этаж газоносности около 300 метров (табл. 1).

Таблица 1

Характеристика залежи

Залежь	Тип залежи	Рамеры (длина, ширина), км.		Средняя глубина залегания кровли, м	Высота залежи, м.
		общие	в том числе газовой части		общая	в том числе газовая
С2b	массивная	73 х 50	73 х 50	3958	330	330

Продуктивными являются органогенные карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубинах от 3740 м до 4130 м. Залежь контролируется изогипсой -4200 м [2]. Начальное пластовое давление на плоскости приведения — 3972 м составляет 60,8 МПа, пластовая температура 107ºС.

В настоящее время представление о геологическом строении Астраханского ГКМ неоднозначно, хотя в основе утвержденного проектного документа разработки [3] лежит гипотеза о пликативном строении продуктивной залежи. Значительное количество фактов (распределение продуктивности скважин, закономерности их обводнения, распределение пластовых давлений и т. д.) подтверждает наличие высокой анизотропии продуктивного пласта.

Роль основной покрышки выполняет толща глинисто-кремнисто-карбонатных пород ассельско-артинского возраста, общая толщина которой изменяется от 50 до 170 м.

Отложения башкирского яруса С2b, вмещающие продуктивную залежь, представлены толщами известняков различного генезиса краснополянского, северо-кельтменского и прикамского горизонтов [5] (рис. 1).

Общая мощность башкирских отложений колеблется от 115 до 319 м и зависит от величины эрозионного среза. На поверхность эрозии чаще всего выведены отложения прикамского горизонта. Иногда эрозионный срез достигает северо-кельтменского горизонта и составляет величину порядка 100–150 м.

В общем, внутренне строение продуктивной башкирской толщи характеризуется пластовым распространением пористых, слабо пористых и, в меньшей степени, плотных разностей карбонатных пород с тонкими прослоями аргиллитов. Установлено относительное повышение роли и увеличение толщин пластов уплотненных известняков и прослоев аргиллитов в нижней, краснополянской части продуктивного резервуара месторождения. Вся толща пород пронизана макро- и микротрещинами.

Рис. 1. Геологический разрез АГКМ

По составу, структурным и текстурным признакам среди карбонатных пород среднего и нижнего карбона на АГКМ выделены пять литогенетических типов:

I — известняки органогенные биоморфные и биоморфно-детритовые, биостромные, криноидно-водорослевые и водорослевые, кораллово-водорослевые.

Образуют прослои и линзы (0,2–1 м) и участками биостромные тела толщиной до 5–8 м. Составляют до 10 % объема башкирского яруса.

II — известняки органогенно-детритовые фораминиферово-криноидно-водорослевые и поликомпонентно-водорослевые. Являются доминирующим типом пород и составляют около 50 %.

III — известняки органогенно-обломочные и обломочные, органогенно-оолитовые, различного состава — известняковые песчаники и гравелиты, образуют прослои, линзы и пласты мощностью до 3–5 м. Составит до 30 % объема отложений.

IV — известняки шламово-микрозернистые, микрозернисто-сгустковые, глинизированные. Эти породы образуют прослои (0,1–0,8 м) среди органогенных типов в отложениях прикамского, северокельтменского горизонтов и более частые и мощные пласты (2–3 м) в краснополянской части разреза. Среднее содержание в отложениях яруса 5–7 % его объема.

V — доломиты типа замещения органогенных известняков, перекристаллизованные до крупнозернистых структур. Развиты локально на некоторых участках правобережной части месторождения.

Органогенные компоненты составляют 95÷100 % объема I литотипа, 70÷90 — ll, 60÷90 — lll и от 20÷70 % объема IV литотипа. Они представлены фрагментами багряных, зеленых водорослей, криноидей, фораминиферами, обломками раковин брахиопод, пелеципод, кораллов, редко губок, мшанок, строматопороидей. Преобладает окатанный и полуокатанный материал размером 0,3–0,8 мм. Хемогенная составляющая пород представлена пелитоморфно-микрозернистым первичным кальцитом в II,IV литотипах и преимущественно разнозернистым вторичным кальцитом в органогенно-обломочной (III) разности.

Текстуры пород I и V типов массивные, пятнистые, неяснослоистые; II и III — линзовидно-слоистые, неяснослоистые; IV — слоистые, тонкослоистые.

По материалам изучения керна и ГИС при подсчете запасов в 1988 году, по глубине отложения башкирского яруса были разделены на 20 пачек, прослеживаемых по всему месторождению и за его пределами.

Верхнебашкирский подъярус представлен пачкой 0, прикамский горизонт — пачками 1–7, северо-кельтменский — 8–12 и краснополянский — 13–19. Наиболее выдержанными по площади являются пачки 3 и 6 прикамского, 8, 9 и 10 северокельтменского горизонтов. С этими пачками связаны основные запасы флюидов на месторождении. В основании прикамского и северокельтменского горизонтов залегают пачки 7 и 12, представленные преимущественно уплотненными известняками с прослоями аргиллитов. Вследствие неравномерного, линзовидного характера распространения глинистых слойков, низких значений давления прорыва, а также интенсивной трещиноватости пород эти пачки не препятствуют газо- и гидродинамическим связям внутри продуктивного резервуара и экранами не являются.

Пустотное пространство карбонатных пород башкирского яруса представлено порами, фильтрующими каналами, трещинами и кавернами. Трещинная и каверновая емкости имеют подчиненное значение, основную и значительную долю в продуктивном разрезе составляет поровый тип коллектора. Однако по данным анализа керна и исследований скважин установлены относительно невысокие фильтрационные свойства матрицы карбонатных пород. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине пористость на АГКМ изменяется от 3,0–6,0 до 14 % и выше. Причем участки с наиболее высокой пористостью (более 12 %) имеют локальное распространение и занимают около 3 % всей площади в склоновых и присводовых частях поднятия. Около 80 % разреза представлено коллекторами средней емкости, с пористостью от 8 до 12 %. Наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза.

В отношении характера насыщения разрез продуктивной залежи АГКМ подразделяется на газоносную зону (с максимальным газонасыщением коллектора); переходную зону толщиной 30–40 м, и водоносную зону.

Тип башкирской залежи АГКМ определяется как пластово-массивный со сложным характером распределения по площади и разрезу коллекторов порово-трещинного и порового типов, суммарная доля которых в разрезе составляет 62 %. Продуктивная толща характеризуется пластово-линзовидным распределением пористых и плотных разностей преимущественно карбонатных пород. Характерной чертой строения газопродуктивной толщи АГКМ является неоднородность фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) слагающих её пород и, как следствие, — колебание общей высоты эффективных газонасыщенных интервалов.

Особенностью башкирской залежи АГКМ является резкое (до 50 м даже в рядом расположенных скважинах) и неравномерное колебание поверхности газоводяного контакта. Глубина ГВК, который условно отбивается на отметках с газонасыщенностью вод менее 50 %, фиксируется на отметках от -4022 до -4098 м и в целом по месторождению снижается в юго-западном направлении (в среднем принимается на отметке -4070 м). Изменение положения ГВК для разных участков связывается с коллекторскими свойствами пород, капиллярными силами в тонкопоровом коллекторе, уменьшением порового и трещинного пространства в результате уплотнения пород под действием геостатической нагрузки и тектонических напряжений. В разрезе отмечается развитие зон (интервалов), расположенных ниже поверхности ГВК, газонасыщенность вод которых составляет более 50 %, и наоборот, — интервалов, расположенных выше поверхности ГВК, но с газонасыщенностью менее 50 %. Высота таких интервалов чаще варьирует в пределах первых метров, но в ряде случаев может достигать тридцати метров.

В целом подсолевой этаж характеризуется весьма напряжённым гидродинамическим режимом с аномально высоким давлением флюидов (коэффициент аномальности в своде башкирской залежи — 1,58, в рапоносных горизонтах перекрывающих толщ перми — до 2,2). Гидродинамика водонапорной системы подсолевых отложений определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления, превышающие гидростатическое на 50 %.

В изменении дебитов пластовой воды башкирской залежи АГКМ отмечаются две особенности: в направлении от центральных («подсводовых») участков залежи к её контуру и далее за контур дебиты воды увеличиваются от следов до 100–150 м3/сут.; сверху вниз по разрезу дебиты воды возрастают как в законтурных, так и во внутриконтурных скважинах.

Подошвенные воды башкирской залежи АГКМ — это минерализованные хлоридно-кальциевые воды, их основные компоненты натрий и хлор. Минерализация в пластовых условиях составляет 60–110 г/дм3.

Особенностью состава добываемого газа на АГКМ является высокое содержание кислых компонентов (сероводорода и углекислого газа), которое в среднем равно: Н2S = 25,70 % мол., СО2 = 12,90 % мол. При этом содержание метана СН4 составляет 52,70 % мол., а средневзвешенное потенциальное содержание углеводородов С5+в в пластовом газе составляет 261 грамм на 1 м³ газа сепарации, 242 грамма на 1 м3 “сухого” газа и 232 грамма на 1 м³ пластового газа.

На основании приведенного анализа всего комплекса имеющихся данных можно выделить основные черты геологической модели Астраханского месторождения:

– значительная трещиноватость пород и отсутствие в разрезе выдержанных по площади глинистых пластов обусловливают массивный характер залежи. Резервуар Астраханского месторождения представляет собой гидродинамически единое проницаемое тело, в котором в виде изолированных линз залегают пласты неколлекторы;

– продуктивная толща экранируется сверху нижнепермской покрышкой;

– в строении башкирского резервуара принимает участие мощная толща генетически однородных пористых и проницаемых карбонатных отложений. Пористость пород-коллекторов изменяется от 3 до 18 %, проницаемость — от 0,001 до 1,0×10–15 м²;

– ГВК является наклонным, при подсчете запасов принят на глубине -4073, зеркало воды на отметке -4100 м;

– залежь характеризуется наличием АВПД — на плоскость приведения -3972 м значение начального пластового давления составляет 60,8 МПа, средняя пластовая температура 107 ºС;

– пластовый газ содержит кислые компоненты в высоких концентрациях (около 27,5 % сероводорода и 12,9 % углекислоты).

Литература:

1. Воронин Н. И., Федоров Д.Л Геология и нефтегазоносность юго-западной части Прикаспийской синеклизы — Саратов: СГУ, 1976. — с 192
2. Косачук Г. П. Нефтегазоносность Астраханского свода / Обзор инф. «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений», М.: ИРЦ «Газпром». — 2004. — с 98
3. Проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения. Отчет о НИР / ООО «ВНИИГАЗ». − пос. Развилка, Московская область, 2000.
4. Перепеличенко В. Ф., Билалов Ф. Р. и др. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины — М.: Недра, 1994. — с 364
5. Волож Ю. А., Парасына В. С. и др. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность — М.: Научный мир — 2008. — 221 с.