Библиографическое описание:

Еламская К. С. Особенности геологического строения продуктивной залежи Астраханского газоконденсатного месторождения [Текст] // Науки о Земле: вчера, сегодня, завтра: материалы III Междунар. науч. конф. (г. Санкт-Петербург, июль 2017 г.). — СПб.: Свое издательство, 2017. — С. 12-15.



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.
Основные термины (генерируются автоматически): башкирского яруса, Прикаспийской впадины, карбонатных пород, башкирской залежи АГКМ, отложения башкирского яруса, продуктивной залежи, Астраханского газоконденсатного месторождения, карбонатных пород башкирского, северокельтменского горизонтов, Астраханского свода, Характерной чертой строения, воды башкирской залежи, разностей карбонатных пород, юго-западной части Прикаспийской, объема башкирского яруса, карбонатных пород среднего, Астраханского месторождения, башкирского яруса С2b, матрицы карбонатных пород, геологическом строении.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос