Астраханское газоконденсатное месторождение

Астраханское газоконденсатное месторождение
Страна	Россия
Регион	Астраханская область
Открыто	1976 год
Недропользователь	ООО «Газпром добыча Астрахань»

40 лет открытию газового месторождения Эфир от 9 сентября 2016 [5:13]

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) — крупное месторождение углеводородов, расположенное в Астраханской области Российской Федерации. Месторождение находится в юго-западной части Прикаспийской впадины, в 60 км к северо-востоку от г. Астрахань и относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Астраханское газоконденсатное месторождение — крупнейшее в Европе по запасам газа и конденсата, и входит в десятку крупнейших газовых месторождений России. Его геологические запасы оцениваются в 2500 млрд м³ газа и 400 млн т конденсата (с высоким содержанием сероводорода). По состоянию на 2000 год с месторождения добыто около 12 млрд м³ газа, 4 млн т конденсата и 4 млн т серы. При условии годовой добычи газа 12 млрд м³ (2,06 % от общего объёма добычи газа в РФ в 2009 году), обеспеченность Астраханского газоперерабатывающего комплекса промышленными запасами только по левобережной части АГКМ составляет сотни лет.

Общая характеристика месторождения

Промышленное скопление углеводородов приурочено к центральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода, размером (по изогипсе −4200 м) 100 × 45 км, с амплитудой более 350 м. Размеры залежи составляют 100 х 40 км, площадь газоносности 220 м. Продуктивными являются подсолевые карбонатные отложения нижнебашкирского подъяруса среднего карбона, которые здесь залегают на глубинах 3900—4100 м. Залежь массивного типа, для неё характерны АВПТ (до 63 МПа). Коллекторы представлены толщей недоломитизированных органогенно-обломочных известняков, без макротрещин и каверн, мощностью до 280 м. Покрышка месторождения — глинисто-кремнисто-карбонатные нижнепермские отложения, мощностью 50−170 м, и вышележащие сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса. Компонентный состав природного газа (%): СН₄ 50−55; Н₂S 22−24; СО₂ 20−22, N₂ до 3. Дебиты газа из эксплуатационных скважин достигают 720 тыс. м³/сутки на 15-мм штуцер, содержание стабильного конденсата составляет от 240 до 570 см³/м³, плотность конденсата 0,81 г/см³.

История месторождения

В результате сейсморазведочных работ КМП 1961 года было выявлено Астраханское сводовое поднятие и получены предварительные данные о глубине залегания подсолевых отложений. Глубокое разведочное бурение на подсолевые палеозойские отложения началось в 1967 году Астраханской нефтеразведочной экспедицией глубокого бурения (АНРЭ) заложением скважины Степановская № 1. С 1970 года разбуриваются локальные поднятия с проектными глубинами 4500—5000 м. В результате этих работ уточнены сведения о глубинах залегания кровли подсолевых палеозойских отложений, их стратиграфическая принадлежность, вещественный состав и коллекторские свойства.

Первый промышленный фонтан газа с конденсатом (аварийное фонтанирование) получен в скважине Аксарайская № 1 в феврале 1974 года. Во время подъема бурового инструмента из известняков башкирского яруса в интервале 3981—3994 м произошел аварийный выброс пластового газа с конденсатом с ориентировочным дебитом 500 тыс. м³/сутки. Газ имел компонентный состав (%): метан — 58,18, этан — 7,38, пропан — 1,10, бутан — 0,64, азот — 4,05, диоксид углерода — 13,18, сероводород — 15,47. После закрытия превентора аварию ликвидировали.

13 августа 1976 года в скважине Ширяевская № 5, пробуренной в 5 км к востоку от Аксарайской № 1, при опробовании известняков башкирского яруса в интервале 4100—4070 м, получен промышленный приток газа с конденсатом. Этот день считается днем открытия Астраханского газоконденсатного месторождения. Дебит газа на 13,7 мм штуцер составил 339 тыс. м³/сутки, а абсолютно свободный дебит газа составил 838 тыс. м³/сутки. Состав газа (%): метан — 58,86, этан — 1,88, пропан — 0,60, азот — 0,91, диоксид углерода — 11,00, сероводород — 26,6. Относительный удельный вес — 0,8552. В интервале 4050—3995 м дебит газа на 14,8 мм штуцер составил 375,2 тыс. м³/сутки. Состав газа (%): метан — 61,88, этан — 0,62, пропан — 0,34, азот — 1,57, диоксид углерода — 13,2, сероводород — 22,00.

Геологическое строение месторождения

Геологический разрез Астраханского ГКМ

В геологическом строении уникального Астраханского газоконденсатного месторождения принимают участие отложения каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. Общая мощность осадочного чехла в пределах площади газоносности оценивается в 15-16 км.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Микрофото полидетритового кальцитизированного известняка башкирского возраста с глубины 4041,78 м из скважины Астраханская № 25. Общее количество вторичного кальцита — 10 %. Текстура — пятнистая.

Микрофото органогенно-детритового известняка башкирского возраста с глубины 4186 м из скважины Астраханская № 1.

Наиболее древние отложения, вскрытые разведочными скважинами на Астраханском газоконденсатном месторождении, представлены мощной толщей терригенно-хемогенных пород девонского возраста.

Среднекарбоновые отложения представлены преимущественно органогенными, оолитовыми известняками, которые формировались в мелководно-прибрежных условиях. Для них характерно наличие первичной и вторичной пористости. Открытая пористость составляет 5−16 %, при среднем значении 10,1 %, поровая проницаемость изменяется от 98×10⁻⁶ до 0,04 дарси, а трещинная — от 18×10⁻⁷ до 196×10⁻⁵ дарси. В нижней части разреза среднекарбоновых пород залегает пласт глин мощностью 5−7 м. Вскрытие скважинами среднекаменноугольных (продуктивных) отложений прогнозируется на глубинах 3890−3910 м.

Пермская система представлена отложениями сакмаро-артинского и кунгурского ярусов. Сакмаро-артинские отложения в верхней части разреза представлены известняками и доломитами с прослоями аргиллитов, а в нижней — преимущественно аргиллитами. Доломиты сильно глинистые, битуминозные, с многочисленными включениями органических остатков. В аргиллитах отмечаются конкреции и кристаллы пирита. Плохая расчлененность толщи на ярусы связана с низким выносом керна из этого интервала и плохой сохранностью палеонтологических остатков. Породы прочные, с плотностью 2,6 г/см³. В целом эта толща не имеет коллекторских свойств и служит достаточно надежной покрышкой для залегающего ниже продуктивного пласта известняков. Вскрываются сакмаро-артинские отложения на глубинах 3810−3840 м, при средней мощности 80 м.

Породы кунгурского яруса представлены сульфатно-галогенными образованиями. В верхней части разреза — неравномерное чередование различных по мощности пачек каменной соли и ангидритов. В средней части, которая охватывает две трети разреза, залегают соли с единичными маломощными прослоями ангидритов. В нижней части разреза в солях отмечаются пачки ангидритов и песчаников. Для частей разреза с прослоями и линзами терригенных пород характерны зоны АВПТ и проявления рассолов с дебитами 4−6 м³/сутки. Средняя глубина вскрытия кровли пород кунгурского яруса — 2000 м. Мощность этой толщи — 1810 м. Интервалы залегания солей: 2075−2225 м, 2275−2435 м, 2475−2630 м, 2705−3025 м, 3045−3275 м, 3385−3535 м, 3600−3810 м.

На соленосных отложениях кунгурского яруса с незначительным угловым и четким стратиграфическим несогласием залегают нижнетриасовые отложения, которые представлены мелко-среднезернистыми прочными песчаниками и алевролитами, с преобладанием последних. Цвет пород различный, преимущественно красных тонов. По коллекторским свойствам отложения сильно неоднородны. Пористость их колеблется в широких пределах, от 5 до 20 %. Проницаемость — от единиц до нескольких сотен мД. Подошва нижнетриасовых отложений картируется на глубинах 1740−1758 м. Средняя мощность толщи нижнетриасового возраста составляет 260 м.

Структурно-тектонические особенности территории месторождения

Схема расположения карбонатных массивов верхнего палеозоя Прикаспийской впадины.
Условные обозначения: 1 — изогипсы кровли подсолевых докунгурских отложений, км; 2 — нижнепермский бортовой уступ; 3 — выступы фундамента Восточно-Европейской платформы; 4 — контур Актюбинско-Астраханской системы выступов фундамента; 5 — тектонические швы; 6 — области развития карбонатных пород верхнего палеозоя; месторождения: 7 — нефтяные, 8 — нефтегазовые, 9 — газовые и газоконденсатные

В тектоническом плане Астраханское ГКМ находится в пределах Астраханского свода, размер которого по изогипсе −7000 м составляет 250×140 км, амплитуда по кровле верхнебашкирских отложений — 3000 м. В плане он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой частью в сторону Прикаспийской впадины. С юга он граничит по системе глубинных разломов с мегавалом Карпинского, являющимся частью Предкавказской эпигерцинской платформы.

Гидрогеологическая характеристика месторождения

В геологическом разрезе Астраханского свода выделяют девять основных водоносных комплексов. Некоторые комплексы из-за схожих гидрогеологических параметров объединяются по два и более в один комплекс. В этом случае происходит несовпадение возрастных границ.

• Четвертичный — содержит водоносные горизонты, приуроченные к прослоям песков и алевролитов четвертичных отложений. Общая минерализация колеблется от 1 до 30 г/л. Воды этого комплекса используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения в очень незначительном количестве из-за существенного загрязнения нефтепродуктами.
• Палеоген-неогеновый — приурочен к песчанистым коллекторам. По химическому составу подземные воды комплекса хлоридно-натриевые. Общая минерализация колеблется в широких пределах, от 7 до 40 г/л. Напорные воды, при самоизливе и при откачках эрлифтом получены дебиты до 30 л/с. Воды комплекса широко используются для хозяйственных нужд, водоснабжения населенных пунктов и приготовления буровых растворов.
• Среднеальбско-верхнемеловой — приурочен к отложениям среднего и верхнего альба и карбонатным породам верхнего мела. Дебиты достигают 8,5 м³/сутки. Плотность 1,05−1,09 г/см³. Общая минерализация составляет 4629 мг-экв/л. По химическому составу воды относятся к хлоридно-кальциевому типу.
• Нижнеальбский — имеет повсеместное распространение в пределах Астраханского свода, дебиты колеблются в пределах от 28,8 до 123 м³/сутки. Плотность пластовых вод составляет 1,05−1,08 г/см³. Общая минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв/л. Воды классифицируются как рассолы хлоридно-кальциевого типа.
• Верхнеюрско-аптский — с дебитами пластовых вод до 18 м³/сутки. Минерализация вод невысокая — 1800−2264 мг-экв/л. По химическому составу они относятся к хлоридно-кальциевым.
• Среднеюрский — дебиты подземных пластовых вод из этого комплекса составляют от единиц до 300 м³/сутки. Плотность изменяется от 1,08 до 1,11 г/см³, при общей минерализации 5200—7500 мг-экв/л. По химическому составу эти воды относятся к рассолам хлоридно-кальциевого типа.
• Триасовый — дебиты подземных пластовых вод из отложений этого комплекса обычно невелики. По химическому составу воды являются рассолами хлоридно-кальциевого типа, с плотностью 1,19−1,22 г/см³, общая минерализация 5800−10800 мг-экв/л. Газонасыщенность колеблется в широких пределах от 50−100 до 800−1000 см³/л.
• Кунгурский — пластовые воды кунгурского комплекса приурочены к терригенным прослоям, залегающим среди толщи пермских каменных солей. Эти воды относятся к хлоридно-кальциевым рассолам (рапа) с плотностью 1,26 г/см³. Дебиты этих рассолов колеблются в пределах от 5 до 200 м³/сутки. Высокодебитные притоки рапы из отложений кунгурского комплекса сильно затрудняют процесс бурения скважин.
• Докунгурский — незначительные дебиты пластовых вод. Плотность минеральных вод из каменноугольных карбонатных отложений колеблется в пределах от 1,015 до 1,06 г/см³, в основном 1,04 г/см³. Минерализация — 2391−3237 мг-экв/л. Воды относятся к гидрокарбонатным натриевым. Характерная особенность вод данного комплекса — наличие большого количества (до 60 %) растворенного сероводорода. Из сакмаро-артинских отложений нижней перми в пределах Астраханского свода водопроявлений не зафиксировано.

Литература

• Багринцева К., Дмитриевский А., Бочко Р. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. / Под ред. К. Багринцевой. — M., 2010. — 264 с. ISBN 5-85952-126-Х рус.
• Бембеев А. В., Пальткаев К. Э., Бембеев В. Э., Хулхачиев Б. С. Состав углеводородных флюидов подсолевых отложений юго-западной части Прикаспия // Геология нефти и газа. — 1997. — № 6. — С. рус.
• Веренинова О. Г. Особенности распространения и накопления сереводородосодержащих газов на юго-востоке Восточно-Европейской платформы // Геология нефти и газа. — 1997. — № 5. — С. рус.
• Воронин Н. И. Особенности строения и нефтегазоносность Астраханского свода: Тр. ВНИГНИ. — М., 1983. — Вып. 248. — С. 90-101. рус.
• Гаврилов В. П., Голованова С. И., Тарханов М. И. Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным // Геология нефти и газа. — 2006. — № 6. — С. рус.
• Гильберштейн П. Г., Каплан С. А., Макуркин Е. С., и др. Зональность емкостных свойств коллекторов Астраханского месторождения // Геология нефти и газа. — 1990. — № 7. — С. рус.
• Дмитриевский А. Н., Баланюк И. Е., Каракин А. В., и др. Новые идеи формирования Астраханского газоконденсатного гиганта // Газовая промышленность. — 2002. — № 3. — С. 48-52. рус.
• Кондратьев А. Н., Молодых Г. Н., Размышляев А. А. Особенности формирования Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. — 1982. — № 9. — С. рус.
• Орлов В. П., Воронин Н. И. Нефтегазоносность девон-нижнекаменноугольного комплекса Астраханского свода // Геология нефти и газа. — 1999. — № 1-2. — С. рус.
• Ровнин Л. И., Мизинов Н. В., Воронин Н. И. Открытие месторождения газа на Астраханском своде и задачи дальнейших поисково-разведочных работ // Геология нефти и газа. — 1977. — № 10. — С. 41-43. рус.
• Соловьев Б. Д. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехла Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. — 1992. — № 8. — С. 12-19. рус.
• Соловьев Б. А., Кондратьев А. Н., Обрядчиков О. С., Воронин Н. И. Прогноз нефтегазоносности глубоких горизонтов Астраханского свода Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. — 1996. — № 9. — С. рус.

Ссылки

• Особенности формирования Астраханского газоконденсатного месторождения рус.. www.geolib.ru. Архивировано из первоисточника 30 августа 2014. Проверено 30 августа 2014.
• Астраханская нефтегазовая аномалия // Власть, № 38 (792) за 29.09.2008рус.
• ООО «Газпром добыча Астрахань»рус.
• Аджиев М. Звездные степи Прикаспия // Вокруг света, № 2 (2497). — 1982. — С. Архивировано из первоисточника 4 листопада 2011.рус.
• Геологическое строение и полезные ископаемые Астраханского края Архивировано из первоисточника 9 грудня 2010.рус.

Одним из источников, использованных при создании данной статьи, является статья из википроекта «Руниверсалис» («Руни», руни.рф) под названием «Астраханское газоконденсатное месторождение», расположенная по адресу: — «https://руни.рф/index.php/Астраханское_газоконденсатное_месторождение» Материал указанной статьи полностью или частично использован в Циклопедии по лицензии CC BY-SA. Всем участникам Руниверсалиса предлагается прочитать «Обращение к участникам Руниверсалиса» основателя Циклопедии и «Почему Циклопедия?».