VIP Studio ИНФО Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

В.П. Гаврилов, С.И. Голованова, М.И. Тарханов,  (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2006-6

 

Для геолого-геохимического районирования был использован международный подход, что позволило оценить ресурсы нефти и газа в локальных ловушках не методом аналогии, а на основе количественного моделирования всего комплекса природных процессов, определяющих формирование месторождений.

Уникальное по запасам и составу флюидальной системы Астраханское газоконденсатное месторождение, открытое в 1976 г., расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы. Объектом разработки служат карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубине ~ 4000 м.

Тип залежи – массивно-пластовый. К 2000 г. на месторождении добыто около 12,0 млрд м3 газа, 4,0 млн т конденсата и 4,5 млн т серы.

Современная пластовая температура на глубине 4000 м изменяется от 102 до 128оС, палеотемпература – от 120 до 140оС. Коэффициент аномальности пластового давления (Кс) находится в пределах 1,6-1,7. Анализ термобарических условий характеризует газоконденсаты как вторичные, образованные в результате растворения нефти в сжатых газах. В процентном отношении объем газа изменяется от 75 до 85 %, конденсата – от 10 до 15 %, нефти – от 5 до 10 %. В отдельных скважинах Астраханского свода предполагается обнаружение небольших притоков нефти. На глубине более 5 км Кс = 1,1-1,2 при пластовой температуре 130-140оС. Здесь возможно также обнаружение первичных газоконденсатов. На восточной периферии Астраханского свода, примыкающей к акватории Каспийского моря, при падении Кс от 2,0 до 1,4 и максимальной температуре (140оС) прогнозируются скопления нефтяных УВ до глубины 6 км (Ермолкин Е.И., Бакиров З.А., Сорокова Е.И. и др., 1998). Глубже следует ожидать первичные газоконденсаты и высокотемпературный газ (Кс = 1-3). Приток нефти в скв.2-Володарская вызвал повышенный интерес к девонским отложениям. Результаты бурения скв.Д-2 и П-1 Правобережной площади с учетом пробуренных ранее скв. 1-Тамбовская, 2-Володарская и других имеют большое значение для последующего уточнения геологической модели строения и условий формирования Астраханского свода и оценки промышленных запасов нефти и газа на поисковых объектах. В частности, подтверждено существование крупной структуры по терригенному девону в левобережной части Астраханского свода.

Обнаружение крупных залежей нефти и газа связывается с верхне-среднедевонским терригенным комплексом и карбонатными отложениями большой мощности, охватывающими широкий стратиграфический диапазон: от турнейского яруса до нижней части франского яруса, слагающими единую карбонатную формацию, рассматриваемую как общий карбонатный резервуар.

На основе палеотектонических реконструкций создана первоначальная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения. В палеозойское время Астраханский свод являлся крупной зоной нефтегазонакопления. В конце карбона в каменноугольных отложениях формировалась нефтяная залежь. Глубокий размыв на рубеже карбона и перми привел к разрушению залежи и дегазации пластовой системы. К концу перми нефтематеринские породы раннекаменноугольного возраста вошли в нижнюю газогенную зону, а верхняя часть разреза карбона оставалась в условиях главной зоны нефтеобразования. На протяжении мезозоя основной объем нефтегазоматеринских толщ находился в нижней газогенной зоне. Поступающие в залежь дополнительные порции газа постоянно оттесняли нефть по массивному резервуару, о чем свидетельствуют многочисленные признаки нефти в газонасыщенной части залежи. При этом происходило частичное растворение легких компонентов нефти в газе, особенно усилившееся после возникновения аномально высокого пластового давления.

Расчеты объемно-генетическим методом показывают, что нефтегазоматеринские толщи не могли обеспечивать все запасы УВ. Очевидно, крупным очагом нефтегазообразования явился Сарнинский прогиб, который к концу карбона обеспечил формирование нефтяной и газовой залежей, разрушенных на рубеже карбона и перми. Лишь в триас-юрское время в результате интенсивного погружения нефтегазоматеринских толщ было сформировано Астраханское серогазоконденсатное месторождение. При этом осуществлялся подток УВ из газопродуцирующих толщ Каракульско-Смушковской зоны дислокаций, где степень катагенеза достигала стадии АК1-2.

В последнее 10-летие отмечаются разногласия во взглядах на условия формирования Астраханского газоконденсатного месторождения, основанные на различных точках зрения. В частности, некоторые исследователи отдают предпочтение глубинным тепловым потокам.

Так, А.Н.Дмитриевский и др. [1] считают, что образование и развитие гигантского Астраханского месторождения обусловлены движением газовых флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского. По мнению авторов данной статьи, энергетическим источником всех движений является горизонтальное напряжение в коре и литосфере, которое создается в результате глобальных геодинамических процессов, связанных с мантийными конвекционными движениями.

Для доказательства существующих представлений формирования столь гигантских месторождений, как Астраханское газоконденсатное со сложной флюидодинамической системой УВ различного фазового состава, актуально создание геолого-геохимической модели. Практика поисково-разведочных работ нуждается не только в качественной, но и количественной оценке ресурсной базы на нефть и газ.

Теоретической основой моделирования является корреляция биомаркеров в системе: ОВ породы – нефть – конденсат – газ. Выявление генетических связей и различий между видами в системе позволяет установить источники генерации и генетическую связь с определенными стратиграфическими комплексами, проследить пути миграции УВ от зон генерации к зонам нефтегазонакопления, а также обосновать прогноз поисков различных фазовых систем УВ-скоплений. С учетом палеотектонических очагов генерации УВ должны быть по-новому оценены масштабы нефтегазообразования на разных этапах развития региона. Фазовый тип скоплений (нефтяных или газовых) зависит от масштабов генерации жидких и газообразных УВ, определяемых фациально-генетическим типом и катагенной преобразованностью исходного фациально-генетического типа ОВ.

С учетом новейших теоретических разработок (C.Г.Неручев, В.А.Успенский и др.) и используя исследования биомаркеров, необходимо на молекулярном уровне проводить корреляцию с классическими геохимическими параметрами (концентрация ОВ, степень катагенеза, исходный тип ОВ), что является основой для подсчета масштабов эмиграции нефти и газа на региональном и зональном уровнях. Важным условием является точное оконтуривание очага нефтегазообразования на основе комплексных диагностических показателей. Все это успешно применяется для оценки слабоизученных территорий и акваторий. Изучение нефтегазоматеринских толщ Астраханского свода и прилегающих территорий (скв. 20, 26, 32, 36, глубина 3-4 км) позволило выявить существование автономных зон нефтегазонакоплений с разными стратиграфическими диапазонами. Наиболее перспективен нижне-среднедевонский терригенный комплекс. Средняя суммарная мощность нефтегазоматеринских толщ составляет 50 м, содержание УВ, образованных из этого объема на площади 1 км2, варьирует от 20 до 30 тыс. т/км2. Этого количества недостаточно для формирования гигантских месторождений. Возможен поток УВ из близлежащих очагов генерации УВ. Исходный тип фационального ОВ – сапропелево-гумусовый, способный генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Очаг генерации УВ оконтуривается в центральной части Астраханского свода. Не менее перспективны карбонатные образования среднего девона – нижнего карбона. Значительные перспективы поисков залежей УВ необходимо связывать с рифогенными структурами. Геофизическими исследованиями предполагается развитие рифогенных структур каменноугольного и, возможно, девонского возраста (Хараблинская, Михайловская, Табаковская, Еленовская и др.). Покрышкой для залежей служат сакмарско-артинские отложения. Центральный очаг генерации УВ (Астраханский свод) является центром притяжения миграционных потоков из различных очагов генерации УВ, расположенных на разных расстояниях. Содержание ОВ преимущественно сапропелевого состава с примесью гумусового колеблется от 0,5 до 2,0 %. Катагенная превращенность изменяется от МК3 до АК1. Значительный очаг генерации оконтуривается на северо-восточном склоне Астраханского свода (D21).

Нефтегазоматеринские толщи кабонатных образований нижнего – среднего карбона мощностью 1,5 км (глубина 4,5-4,8 км) изучались на западном и северо-западном склонах Астраханского свода (скв. 1, 2, Георгиевская площадь). На стадии катагенной превращенности МК4 содержится 0,9 % ОВ. Исходный фациально-генетический тип – сапропелево-гумусовый. Очаг генерации УВ протягивается вдоль границы сочленения Астраханского свода и Заволжского прогиба.

Мощность нефтегазоматеринских толщ каширско-ассельского возраста достигает 1800 м, включает глинисто-кремнистые отложения доманикоидного типа (100-200 м). Эти толщи в течение геологического времени достигли стадии главной зоны нефтегазообразования. Степень катагенной превращенности ОВ – МК2. Очаг генерации УВ оконтуривается в пределах наиболее погруженных зон данных отложений. Эмиграция УВ происходила в отложения современного побережья Северного Каспия.

В мезозое нефтегазоматеринские толщи сакмарско-артинского возраста вступили в зону катагенеза МК3-АК1, миграционный поток газов осуществлялся по трещинам и разломам. В допермское время были сформированы нефтяные палеозалежи, которые впоследствии оттеснялись потоками газов. В результате нефтяные палеозалежи были преобразованы в газоконденсатные. Следы разрушенных палеозалежей фиксируются в виде многочисленных включений твердых и вязких битумов, составляющих от 0,5 до 4,0 %. Предполагается миграция в ловушки Северного Каспия (структура Кашаган). На юге Астраханского газоконденсатного месторождения оконтуривается Каракульский очаг генерации УВ, характеризующийся гумусовым высокопреобразованным ОВ, генерировавшим преимущественно газообразные УВ. Продуцируемые после образования покрышки жидкие УВ вместе с газами могли поступать на Астраханский свод.

На основе комплексного использования геохимических критериев можно предположить, что на западном побережье Северного Каспия в очагах генерации УВ подсолевых отложений существовали более благоприятные условия для газонасыщения недр и формирования вторичных газоконденсатных месторождений по сравнению с восточным побережьем, где геолого-геохимические условия способствовали образованию нефтяных залежей. В восточной части южного борта наблюдаются более низкие температуры – до 120оС и высокие значения коэффициента сверхгидростатичности пластовых давлений (Кс = 2). Каменноугольные отложения с резким несогласием перекрывают артинские карбонатно-глинистые, содержащие сапропелевое ОВ (мощность 100 м). Формирование залежи происходило в поздней перми. Приток газа создал высокую газонасыщенность пластовой нефти.

С учетом современных результатов геохимических исследований и теоретических разработок геохимическая модель генезиса УВ-флюидов подсолевых отложений Астраханского газоконденсатного месторождения строится на природном материале.

Объектом исследований послужили жидкие флюиды конденсатов, нефтей (r420 от 0,811 до 0,846 и от 0,853 до 0,883 г/см3) и ОВ нефтегазоматеринских толщ башкирских и филипповских отложений [2]. Сопоставление на молекулярном уров­не бензиновых фракций конденсатов башкирского яруса проводилось по скв. 8 и 32 (глубина 3,9 км) с ОВ скв. 1, 2, 3, 5 (глубина 3,9-4,4 км.).

Башкирские отложения Астраханского свода содержат как легкие, так и тяжелые конденсаты. Терригенные породы отложений являются нефтематеринскими и характеризуются высоким генерационным потенциалом. Конденсатные залежи УВ, приуроченные к башкирским отложениям, залегают в интервале глубин 3,9-4,0 км и представлены как тяжелыми (скв. 8, r420  = 0,844 г/см3), так и легкими (скв. 25, r420  = 0,80775 г/см3, скв. 32, r420  = 0,8108 г/см3) конденсатами. При этом скв. 8 и 25 расположены в сводовой части, а скв. 32 приурочена к юго-восточной зоне. Генетические показатели (пристан/фитан) конденсатов скв. 8 и 25 изменяются от 0,77 до 0,79, т.е. близки, имеют единый источник УВ, а конденсат из скв. 32 по данному показателю резко отличается (1,80), что свидетельствует о двух источниках УВ (башкирские и нижележащие отложения среднего – верхнего девона). Относительные отклонения численных значений генетического показателя составляют 27 % (поле смешанных флюидов). Тяжелый конденсат из скв. 8 является остаточным после растворения легких конденсатов в газе. Для конденсата скв. 32 выявлен подток УВ из девонских отложений.

Влияние вторичных процессов определено по численным различиям отношений SЦГ/SЦП = 1,49 (скв. 8) – 2,62 (скв. 25). ЦПУВ лучше растворяются в сжатом газе, что свидетельствует о происходивших ретроградных процессах (скв. 8). Корреляция в системе ОВ породы (скв. 1, 2, 3, 5) – конденсат (скв. 8, 32) показала тесную генетическую связь между УВ конденсата (скв. 8, r420  = 0,844 г/см3) с ОВ глинистых известняков: Sцикланов/Siалканов = 1,0 (ОВ) – 0,82 (К), ЭБ + кумол/П+М+О ксилолов = 0,21 (ОВ)  – 0,15 (К). Относительные отклонения изменяются от 10 до 30 %. Выявленные элементы различия обусловлены растворением жидких флюидов существовавшей ранее палеозалежи в газе (SЦГ/SЦП = 0,72-1,49). Установлено отсутствие генетической связи между УВ конденсатов в приразломной скв. 32 (r420  = 0,8108 г/см3) с ОВ нефтегазоматеринских толщ. Подток УВ из нижележащих отложений повлиял на изменение численных значений показателей Sалканов/Sцикланов = 2,4 (ОВ) – 3,5 (К), Sцикланов/Siалканов = 1,00 (ОВ) – 0,28 (К). Элементы сходства проявляются в близких значениях генетического показателя ароматических УВ: ЭБ + кумол/S(П + М + О) ксилолов = 0,21 (ОВ) – 0,21 (К). Доказано, что УВ-состав в приразломной скв. 32 имеет смешанный характер. Формирование УВ-скоплений Астраханского газоконденсатного месторождения происходило за счет карбонатных разностей пород башкирских отложений из очага генерации УВ (относительные отклонения генетических показателей изменяются от 8 до 20 %), однако был подток УВ из отложений нижнего – среднего карбона близлежащих территорий (Сарпинский, Заволжский прогибы).

Сопоставление индивидуального состава биомаркеров (фр > 200оС) тяжелого конденсата (скв. 8) с ОВ ХБА карбонатной породы скв. 17 (глубина 3,9 км) показало близость численных значений ряда генетических показателей: пристан/фитан  = 0,77 (К) – 0,83 (ОВ); Sналканов/Siалканов = 9,70 (К) – 11,77 (ОВ). Относительные отклонения численных показателей составляют 7,3-8,0 %, что свидетельствует о реализации генерационного потенциала башкирских отложений. Выявлено влияние миграций УВ в газовой фазе (относительное отклонение 60-80 %): SНС (19-32)/SНС (11-18) = 1,29 (К) – 0,55 (ОВ) из отложений девона и нижнего – среднего карбона.

В нижнепермских отложениях изучались тяжелые нефти (r420   = 0,900 г/см3) и конденсаты (r420   = 0,826 г/см3). Миграция УВ происходила как в газе, так и в водном растворе. По генетическим показателям жидких флюидов (скв. 8, 59,  пристан/фитан, адиантан/гопан) относительные отклонения для карбонатного разреза превышают 20 %, что может свидетельствовать об их смешанном составе. Источник УВ существовал в нефтегазоматеринских толщах как филипповского горизонта, так и башкирского яруса. Подток УВ мог осуществляться из отложений среднего карбона – верхнего девона Каракульско-­Смушковой зоны дислокаций, где нефтегазоматеринские толщи достигли главной зоны нефтегазообразования (стадия МК5-АК1), что могло спродуцировать большой объем газов, которые поступали в ловушки, заполненные нефтью. Это способствовало не только растворению, но и оттеснению жидких флюидов к замку залежи.

Для подсолевых отложений Астраханского свода прогнозируются условия формирования газонефтяных систем с малой плотностью нефти (r420  = 0,800-0,810 г/см3) и высокой газонасыщенностью. В условиях содержания в породах сапропелевого типа ОВ в главной зоне нефтегазообразования вначале формируются газонефтяные, затем газоконденсатные и газовые залежи с нефтяными оторочками, а при наличии аномально высоких пластовых давлений – газоконденсатнонефтяные, нефтяные и газонефтяные залежи. При наличии смешанного гумусового типа ОВ формируются газоконденсатные с нефтяными оторочками, а в главной зоне газообразования образуются газовые залежи. Однако последующие геологические процессы (отсутствие надежных покрышек, тектоническая нарушенность) приводят к значительной дегазации недр и перетоку газа в вышележащие зоны нефтегазообразования (ретроградные процессы). Установлено, что процессы генерации начались после формирования соленосной толщи кунгура и продолжались в связи с интенсивным погружением в мезозое и кайнозое. Подток УВ в течение 150 млн лет осуществлялся из центральных районов Прикаспийской впадины, Сарпинского и Заволжского прогибов, где нефтематеринские толщи карбона – девона прогревались до температуры 58-116 оС, что обеспечивало условия интенсивной генерации УВ. По геохимическим данным доказано растворение жидких УВ в газе. Конденсатный фактор достигал 1500 см33, что обеспечило миграцию УВ. Под соленосной покрышкой ловушки заполнялись газоконденсатом, ниже располагались газонефтяные и нефтяные залежи. Фазовая зональность УВ-скоплений определялась плотностями миграционных потоков жидких и газообразных УВ из областей генерации к зонам аккумуляции при благоприятных условиях их сохранности. Предполагается, что формирование гигантского Астраханского газоконденсатного месторождения происходило в несколько этапов. Массивные залежи заполнялись палеонефтяными скоплениями, а затем превращались в газонефтяные и газоконденсатные. В нижнепермских ловушках содержались газонефтяные и нефтяные залежи тяжелого состава. Хотя Астраханское газоконденсатное месторождение характеризуется как вторичное, это не исключает существование в более древних отложениях первичных газонефтяных залежей. На юго-­восточном склоне Прикаспийской впадины существовали благоприятные геолого-­геохимические условия для формирования нефтяных скоплений (месторождение Тенгиз). Район шельфа Северного Каспия расположен между Астраханской и Тенгизской зонами нефтегазонакопления. На глубине 6 км возможны УВ-скопления легких нефтей, ниже ожидаются первичные газоконденсаты и высокотемпературный газ.

На данном этапе исследований наиболее перспективны отложения подсолевого палеозоя Астраханского поднятия. Неясны перспективы северной и центральной Калмыкии ввиду слабой изученности.

Таким образом, на основе современных аналитических исследований нефтегазоматеринских свойств уточнена продуктивность основных очагов генерации УВ разновозрастных комплексов с учетом термокаталитических движений. Проведенная корреляция биомаркеров в системе ОВ породы – нефть – конденсат – газ послужила основой для моделирования процессов формирования УВ-скоплений различного фазового состава с учетом влияния вторичных процессов. На базе этой модели дан прогноз преимущественной нефтеносности девон-турнейских отложений Астраханского свода и его восточного продолжения в пределах акватории Северного Каспия.
Проведенные комплексные гео­лого-геохимические исследования по­зволяют снижать риск проведения геолого-разведочных работ на объектах поисковых работ и площадях с перспективными структурами на УВ различного фазового состава.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Дмитриевский А.Н. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры / А.Н.Дмитриевский, И.Е.Баланюк, Л.Ш.Донгорян, А.В.Каракин, Ю.А.Повешенко // Геология нефти и газа.–2003.–№ 1.
2. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза / Под ред. С.П.Максимова, В.В.Ильинской. – М.: Недра, 1989.


©  В.П. Гаврилов, С.И. Голованова, М.И. Тарханов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2006-6.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru