Геолого-геохимические исследования нефтегазогенерационного потенциала палеозойских отложений Астраханского свода юго-западной части Прикаспийской впадины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геолого-геохимические исследования нефтегазогенерационного потенциала палеозойских отложений Астраханского свода юго-западной части Прикаспийской впадины

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Прикаспийская впадина является одним из главнейших и крупнейших нефтегазодобывающих регионов и играет важную роль в формировании углеводородной базы России. Юго-западный сектор Прикаспийской впадины обладает огромным потенциалом углеводородного сырья и благоприятными условиями формирования залежей нефти и газа, являясь и в настоящее время высокоперспективным для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. В крупнейшей подсолевой карбонатной структуре Прикаспийской впадины в каменноугольных отложениях открыто уникальное по размерам, запасам и составу Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ). Несмотря на значительный срок эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения, проблемы его геологического строения, геохимических и термобарических условий формирования и разработки требуют дополнительных исследований. Решению этой проблемы может способствовать использование технологий создания интегрированных моделей, иллюстрирующих условия формирования Астраханского газоконденсатного месторождения в условиях аномально высоких пластовых давлений. Материалы полученных исследований могут быть использованы при поисках и открытиях новых крупных месторождений УВ.

Цель диссертационной работы - построение геолого-геохимической модели формирования девонских и каменноугольных отложений

Астраханского газоконденсатного месторождения с целью обоснования ведения дальнейших геологоразведочных работ и оценки ресурсов УВ Астраханского свода на основе геолого-геохимических, термобарических и петрофизических исследований.

Задачи диссертационной работы

Для достижения цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Исследование фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатного резервуара и их характеристика в пределах рассматриваемой территории.

2. Изучение степени катагенеза рассеянного органического вещества и определение наиболее важных факторов, контролирующих процессы генерации УВ, очаги генерации и этапы формирования Астраханской газоконденсатной залежи.

3. Выявление механизмов формирования аномально высокого пластового давления на Астраханском газоконденсатном месторождении.

4. Изучение распределения газовых компонентов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения по площади и высоте залежи.

5. Обоснование и создание геологической модели формирования Астраханского газоконденсатного месторождения.

Объект исследований - подсолевые карбонатные каменноугольные и девонские комплексы пород Астраханского свода.

Предмет исследований

Геохимические характеристики газовых компонентов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения, коллекторские свойства карбонатного (С₂ъ) резервуара, термобарические показатели, генерационный потенциал генерации углеводородов каменноугольно-девонских пород Астраханского свода.

Фактический материал и методы исследований

В работе использованы термобарические и геохимические данные, ФЕС более чем по 150 скважинам в пределах изучаемой территории. Обобщены, систематизированы, статистически обработаны результаты собственных исследований и имеющегося в распоряжении автора фактического материала, данных, опубликованных в научной литературе и фондовых источниках ФГУ «ТФИ по Астраханской области», ОАО «Газпром», ВНИИГАЗа. Исследования проводились при использовании компьютерных программ и методик.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Распределение коллекторских свойств пород карбонатного резервуара (С₂Ъ) Астраханского свода.

2. Закономерности распределения очагов генерации УВ в пределах Астраханского свода, их зональность на основе геотермических показателей и катагенеза РОВ.

3. Закономерности распределения газовых компонентов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения.

4. Геологическая модель формирования Астраханского газоконденсатного месторождения и формирования аномально высоких пластовых давлений в нем.

Научная новизна результатов диссертационного исследования

1. Уточнены фильтрационно-емкостные свойства башкирского резервуара (С₂Ъ) Астраханского газоконденсатного месторождения.

2. Проведено исследование геотермической зрелости органического вещества материнских пород в пределах Астраханского свода, обоснованы очаги генерации газа и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения.

3. Определены масштабы генерации углеводородов на Астраханском своде и выявлено разделение генерации углеводородов на две стадии.

4. Установлены закономерности распределения газовых компонентов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения.

5. Обоснована геологическая модель формирования залежи Астраханского газоконденсатного месторождения.

Практическая значимость работы

Результаты геологических, петрофизических, геотермических и геохимических исследований каменноугольно-девонского комплекса в виде геологической модели рассматриваемой территории позволяют оценить масштабы и стадийности генерации, миграции и формирование залежи. Полученные закономерности позволяют их использование для поисков и разведки новых месторождений нефти и газа, а также оптимизации разработки Астраханского газоконденсатного месторождения. Разработки автора использованы при изучении геолого-геохимических дисциплин в Астраханском государственном университете.

Апробация работы, публикации

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях: Международной научно-практической конференции

«Достижения и перспективы естественных и технических наук», ЦЕНТР НАУЧНОГО ЗНАНИЯ «ЛОГОС» (Ставрополь, 2012 г.), Международной

заочной научно-практической конференции «Инновационные подходы и современная наука» (Новосибирск, 2012 г.), Конференциях научных

работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2010 г., 2011 г., 2012 г.). Автором опубликовано по теме диссертации 11 научных работ, из них 9 в ведущих научных изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения, изложенных на 139 страницах, иллюстрируется 45 рисунками и 3 таблицами, библиографический список содержит 85 наименований.

Содержание работы

Глава 1. Геологическое строение региона

Прикаспийская впадина, по принятой схеме нефтегеологического районирования, соответствует одноименной нефтегазоносной провинции. В историко-геологическом аспекте она является областью длительного интенсивного прогибания и мощного осадконакопления. В центральной ее части мощность осадочного чехла превышает 20 км. Характерной особенностью разреза чехла является наличие мошной (до 5 км) соленосной толщи нижнепермского возраста, разделяющей весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формационные комплексы. Подсолевые отложения вскрыты в различных районах прибортовых зон Прикаспийской впадины, мощность их изменяется от 3 до 4 км в прибортовых зонах, до 10 км в ее центральной части. Мощные толщи осадочных пород, содержащие огромные массы органического вещества, при опускании на глубину до 20 - 22 км, прошли через все стадии катагенеза, образовав большое количество углеводородов. Особенно это было свойственно подсолевому палеозойскому комплексу пород, составляющему примерно половину всего осадочного чехла и подвергшемуся наиболее значительным и длительным погружениям. Эти геологические особенности позволяют считать данную краевую впадину генератором углеводородов не только для рассматриваемой, но и для значительной части юго-востока Русской плиты. Подтверждением этого служит открытие по периферии впадины и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в районе Волгограда, Оренбурга,

Актюбинска, Эмбы, Тенгиза и Астрахани, а также месторождений нефти, конденсата и газа в пределах внутренней бортовой части Прикаспия.

На основе геолого-геофизических материалов и анализа особенностей нефтегазоносности отдельных структурных элементов в пределах Прикаспийской впадины выделены основные зоны нефтегазонакопления: Уральская (Тепловская), Карачаганак-Кобландинская, Кенкияк-Жанажольская, Тортайская (Южно-Эмбенская), Каратон-Тенгизская, Астраханская, Комсомольско-Лободинская и Ровенско-Мокроусовская.

В последние годы в пределах Астраханского свода бурение глубоких (глубиной свыше 6000 - 7000 м) скважин, вскрывших отложения девона, впервые позволило получить прямую геологическую информацию о литологостратиграфической характеристике подсолевого разреза Астраханского свода в целом и Астраханского карбонатного массива в частности. Важным итогом глубокого параметрического бурения явилось получение геологических данных о стратиграфическом положении в разрезе сейсмических границ. Сейсмостратиграфический анализ полученного геолого-геофизического материала позволил выделить латеральный и вертикальный ряды сейсмостратиграфических подразделений изученной территории, которая входит в состав Астраханско-Актюбинской сейсмогеологической области Прикаспийской провинции. По особенностям внутреннего строения и латерального прослеживания отражающих горизонтов и границ в пределах этой области выделяются три сейсмогеологические района (СГР): Южно Астраханский, Центрально-Астраханский и Заволжский. В вертикальном ряду сейсмостратиграфических подразделений выделены три структурно - дислокационных этажа: надсолевой, солевой и подсолевой.

В пределах Астраханского карбонатного массива в подсолевом комплексе на глубинных динамических разрезах выделены и протрассированы по площади шесть в разной степени динамически выраженных отражающих горизонтов. По основным отражающим горизонтам девона - среднего карбона построены литофациальные карты, совмещенные с картами изопахит девонско - каменноугольного нефтегазоперспективного комплекса с разделением на подкомплексы:

1) нижнедевонский, эмско-среднедевонский и нижнесреднефранский;

2) верхнефранско-турнейский;

3) визейско-башкирский (Бродский и др., 1994; Павленкова, 1996; Бродский, Пыхалов, 2006 и Астраханский карбонатный массив…, 2008).

Тектоника осадочного чехла (доплитного и плитного комплексов) Астраханского свода и всех геоблоков находится в тесной зависимости от рельефа поверхности фундамента, который сложился в своих основных чертах к концу протерозоя. По положению поверхности фундамента выделяется субширотная Астраханско-Актюбинская система поднятий кадомского фундамента, имеющая блоковое строение. На крайнем западе Астраханско - Актюбинской системы поднятий расположен Юстинско-Астраханский блок, в пределах которого в девоне начал формироваться Астраханский (Жамбайский) карбонатный массив, имеющий структуру свода. Астраханский свод расположен в южной части рифсийско-кайнозойской Прикаспийской впадины Восточно-Европейской платформы, с позднепротерозойским (кадомским) возрастом фундамента южной краевой зоны древней Восточно-Европейской платформы, возраст фундамента которой дорифейский. Непосредственно рядом с ним находились более тектоническо активные отрицательные структуры, такие как Центрально-Прикаспийская рифейско-палеозойско-мезокайнозойская депрессия на севере и Донбасс-Туаркырская девонско-раннепермская рифтовая система на юге.

Гидрогеологические условия АГКМ характеризуются выделением серии водоносных комплексов, объединенных в три гидрогеологических этажа: нижний (докунгурский, подсолевой), средний (верхнепермско-мезозойский) и верхний (покровский), сложенный преимущественно отложениями неогенового возраста и осложненный соляной тектоникой. Водоносный бассейн АГКМ является сложной водоносной системой, в состав которой входят гетерогенные водоносные комплексы.

В подсолевых отложениях встречены воды двух аномальных гидрохимических типов. На региональном фоне пермских и каменноугольных вод хлоркальциевого типа юга Прикаспия с минерализацией до 250 г./л залежь сероводородных газов в башкирских известняках подстилается пластовыми водами с минерализацией до 100 - 120 г./л.

В целом на Астраханском газоконденсатном месторождении минерализация вод колеблется от 60 до 120 г./л и более. По значениям минерализации воды Астраханское газоконденсатное месторождение может быть разделено на три гидрогеологические зоны. Первая гидрогеологическая зона охватывает воды с минерализаций от 60 до 80 г./л. Она расположена в центральной и восточной частях АГКМ. Кроме того, такая зона существует в западной части междуречья Волги и Ахтубы. Вторая зона с минерализацией в пределах от 80 до 100 г./л существует на западе центральной части и простирается на запад от первой зоны. Третья зона, которая имеет высокие значения минерализации, более 100 г./л, расположена на крайнем западе АГКМ. Следовательно, минерализация вод Астраханского газоконденсатного месторождения увеличивается с востока на запад. Для подошвенных вод характерно повышенное содержание гидрокарбонатов и пониженное содержание сульфатов.

Распределение газовых компонентов в пластовом газе обуславливает характер распределения их в подошвенных водах. Вследствие этого в изменении концентрации водорастворенных газов по площади прослеживаются закономерности, отмеченные для пластового газа залежи.

Глава 2. Коллекторские свойства карбонатного резервуара АГКМ

Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород Астраханского газоконденсатного месторождения подтверждает, что породы продуктивной толщи характеризуются высокой пористостью. Основная масса образцов (более70%) обладает пористостью от 6 до 15%. Образцы плотных пород пористостью ниже 3% составляют в разрезе менее 10%, т.е. прослои плотных пород имеют в продуктивной толще ограниченное распространение и залегают в виде маломощных прослоев среди пористых разностей.

В формировании резервуара Астраханского ГКМ определяющее значение имели особенности тектоно-седиментационных процессов, происходящих в предпермское время, анализ и обобщение которых позволяют в пределах всей площади АГКМ выделить три типа разрезов: сводовый, переходный,

склоновый (Казаева, 2003).

Пористость пород башкирского яруса обуславливается геологическими структурами. В целом, пористость пород башкирского яруса (С₂ь) колеблется от 3 до 15%. Самая высокая пористость существует в сводовой части и составляет от 6 до 15%. В переходных частях пористость колеблется от 3 до 6%. Низкая пористость существует в склоновых частях, которая колеблется от 4 до 5%.

Отмечается связь между пористостью и проницаемостью. Пористости являются высокими и варьируются от 4,1 (скважина 1) до 15% (скважина 20). В общем, пористость возрастает к центру свода.

Диапазон значений проницаемости от 0,1 мД (скв. 1 и скв. 32) до 2,5 мД (скв. 20), проницаемость возрастает к центру свода (рис. 2). При пористости 15% проницаемость достигает 2,5 мД, отмечается их возрастающая тенденция к центру, в направлении скважины 20. Это подтверждает пропорциональную зависимость между пористостью и проницаемостью, т.е. пористость увеличивает проницаемость пород.

Доля пород с радиусом пор менее 0,1 мкм (микрометр) колеблется от 9% (скважина 20) до 75,1% (скв. 1). Процент пор менее 0,1 мкм уменьшается по направлению к центру (рис. 3). Процент пор с радиусом менее 0,1 мкм уменьшается, пористость и проницаемость увеличиваются. Уменьшение доли пор с радиусом менее 0,1 мкм положительно влияет на ФЕС пласта.

В подсолевом карбонатном массиве Астраханского свода выделяются пять очагов генерации, которые обеспечили формирование нескольких месторождений, таких как АГКМ и на других внешних сводов (Кошаган). Очаги генерации выделяются в разных секторах вокруг свода: в центре, на юго-западе (Каракульско-Смушковская зона и кряж Карпинского), северо - западе (Сарпинский прогиб) и северо-востоке (Заволжский прогиб).

Современные пластовые температуры на глубине 4000 м изменяются от 102 до 128°С, палеотемпературы - 120 - 140°С. Коэффициент аномальности - сверхгидростатичности пластового давления (К_с) находится в пределах 1,6 - 1,7. Анализ термобарических условий характеризует газоконденсаты как вторичные, образованные в результате растворения нефти в сжатых газах. В процентном соотношении количество газа изменяется от 75 до 85%, конденсата от 10 до 15%, нефти от 5 до 10%. Предполагается в отдельных скважинах Астраханского свода обнаружение небольших притоков нефти. На глубине более 5 км (К_с = 1,1 - 1,2) при пластовых температурах 130 - 140°С возможно обнаружение первичных газоконденсатов. На восточной периферии Астраханского свода, примыкающей к акватории Каспийского моря, при падении Кс от 2,0 до 1,4 и наличии максимальных температур (140°С) прогнозируются скопления нефтяных углеводородов (УВ) до глубины 6 км. Глубже следует ожидать первичные газоконденсаты и высокотемпературный газ (К_с =1,3).

На Астраханском своде процессы генерации углеводородов могут быть разделены на две стадии на основе седиментационной истории формирования свода.

Первая стадия начиналась с начала осаждения материнских отложений в девонское время и продолжалась до накопления региональной кунгурской сульфатно-галогенной толщи в пермское время. В конце карбона девонско - каменноугольные материнские породы погрузились на глубину более 2000 м, где температуры достигали 58 - 110°С. Это достаточно благоприятные условия для генерации углеводородов, особенно нефтяного ряда. Генерированные углеводороды (палеонефть) мигрировали и аккумулировались в каменноугольных ловушках.

Вторая стадия началась после осаждения кунгурской соленосной толщи. Этот этап генерации характеризуется высокой скоростью генерации углеводородов. Это обусловлено не только значительной толщиной, но и высокими масштабами опускания пород, что привело к увеличению геотермического градиента. Эти геологические условия привели к ускорению генерации углеводородов. Генерированные углеводороды мигрировали и накапливались в ловушках башкирских отложений на глубинах от 3900 до 4200 м. Эти процессы связаны с тектоническими движениями в раннем триасе, которые привели к образованию крупной антиклинальной складки, представляющей собой структурную ловушку. Этот этап является основным в формировании Астраханского газоконденсатного месторождения.

Таким образом, на Астраханском своде следует выделить основные факторы, контролирующие генерацию углеводородов.

1. Существование материнских пород нижне-среднедевонского терригенного комплекса с достаточной толщиной и высокой концентрацией органических веществ. Средняя суммарная мощность составляет 50 м. Исходный тип фационального ОВ - сапропелево-гумусовый, способный генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Катагенез органических веществ определяется многими факторами. Среди них глубина материнских пород, палеотемпературы, пластовые давления и отражения витринита (Во). Для материнских пород степень катагенеза ОВ меняется от южных районов в северном направлении.

2. Скорость накопления солевых и надсолевых отложений. В целом, скорость накопления солевых и надсолеых отложений почти в 2 раза превышает скорость накопления подсолевых осадков. По результатам исследований Бгипе! е! аі (1999) в нижнем палеозое опускание на большей части Прикаспийского бассейна составляло около 1 м за миллион лет, а в позднем девоне оно увеличилось почти до 50 м/млн. лет.

3. Погружение материнских пород на глубины более 5 км. На этой глубине материнские породы подверженны воздействию высоких температур, которые являются наиболее важным фактором созревания органического вещества.

4. Высокие палеотемпературы и геотермальные градиенты материнских пород на Астраханском своде увеличиваются на юг и достигают максимальных значений в Каракульско-Смушковской зоне, которая расположена в югозападной части АГКМ.

Палеотемпературы (Т) в породах Каракульско-Смушковской зоне выше, чем современные температуры, значительны также и показания отражения витринита (Ко). На глубине 5000 м, в скважине 5-ЮА палеотемпературы составляют в среднем 175°С, а современные - 123°С и Во = 1,2. В скважине 7 - ЮА палеотемпература 145°С, а современная 140°С и Во=1,4. Таким образом, палеотемпература колеблется от 145 до 175°С, и значения показаний отражения витринита лежат между 1,2 и 1,4, что соответствует стадии генерации газа (МКД при высокой скорости погружения отложений. Следовательно, девонские отложения Каракульско-Смушковской зоны могли генерировать большие объемы газа, которые впоследствии мигрировали к Астраханскому газоконденсатному месторождению (рис. 4).

Средний геотемпературный градиент на севере колеблется в интервале значений от 2,3 до 2,5°С/100 м, а на юго-западе от 2,6 до 2,8°С/100 м) (рис. 5). Аналогичная тенденция увеличения градиентов температур в юго-западном направлении характерна и для верхнедевонско-нижнебашкирского карбонатного комплекса. Так, в скважине 2-В, расположенной в северозападной части месторождения, от кровли до подошвы карбонатного комплекса температура нарастает с градиентом 2,4°С/100 м, в скважине 2-Д,

расположенной восточнее, градиент увеличивается до значения 2,5°С/100 м и, наконец, в скважине 1-Б он достигает значений 2,83°С/100 м.

5. Выделяются несколько очагов генерации, которые генерируют большие объемы углеводородов в виде жирных газов, нефти, конденсата и сухого газа, а также неуглеводородных газов. Генерация зависит от степени катагенеза материнских пород. В центре Астраханского свода материнские породы имеют градации МК3-МК4, которые генерируют первичные конденсаты. В южной части Астраханского свода в Каракульско-Смушковской зоне на глубине 5 км градация катагенеза составляет МК₄-МК₅, Ко - 1,4%, генерируется сухой газ.

Глава 4. Геохимические особенности газов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения

Г еохимические особенности газов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения подтверждают, что их компоненты делятся на два типа в зависимости от происхождения: - углеводородные газы, в том числе метан, содержание (С2-С4) и потенциальное содержание (С₅+_В); - неуглеводородные газы, в том числе сероводород (И₂8) и углекислый газ (СО2).

Содержание метана варьируется от 42% в скважине 72 до 65% в скважине 40. В целом, содержание метана увеличивается с юго-запада на северо-восток. Самые низкие значения встречаются в юго-западной и центральной частях, которые достигают 42% и 44% в скважинах 72 и 73 соответственно. Высокие значения встречаются в восточной части и достигают 65% и 63% в скважинах 40 и 51 соответственно.

Содержание С₂-С₄ колеблется от 5,6% в скважине 73 до 1,5% в 84 скважине, обе скважины расположены в центральной части Астраханского газоконденсатного месторождения. Содержание С2-С4 увеличивается в северозападном направлении, где отмечаются самые высокие их значения.

Потенциальное содержание С₅+_В в пластовой смеси отмечается от 134 г./м в скважине 72 на юго-западе и скважине 51 на северо-востоке до 312 г./м³ в скважине 8 в центральной части. Значения потенциального содержания этого компонента увеличивается к центральной части Астраханского газоконденсатного месторождения, где отмечаются наиболее высокие значения, где они достигают 256, 272 и 261 г./м³ в скважинах 1Рг, 42 и 17 соответственно.

Содержание сероводорода изменяется от 23% в скважине 73 в центральной части свода до 16% в скважине 40 в северо-восточной его части и достигает максимального значения (60%) на периферии близ газоводяного контакта. В общем, содержание сероводорода увеличивается к периферии Астраханского газоконденсатного месторождения (рис. 9).

Максимальные значения содержания углекислого газа 30% отмечаются в зоне ГВК, в то время как минимальное значение составляет 11% и наблюдается в скважине 51. В целом, содержание углекислого газа увеличивается к периферии и уменьшается по направлению к центру Астраханского газоконденсатного месторождения.

Таким образом, концентрации сероводорода и углекислого газа уменьшаются к центру и увеличиваются к периферии, где достигают максимального значения на газоводяном контакте. По вертикальному разрезу залежи концентрации неуглеводородных газов имеют самые низкие значения в верхней части Астраханской газоконденсатной залежи и увеличиваются вниз до достижения максимального значения на газоводяном контакте.

Глава 5. Геологическая модель формирования АГКМ

Астраханское газоконденсатное месторождение включает все необходимые элементы и процессы формирования скопления нефти и газа: нефтегазоматеринские породы, резервуары, надежные покрышки продуктивных пород, генерацию, миграцию и скопление углеводородов. Создание модели залежи предполагает учет изменения указанных элементов во времени и пространстве.

Формирование УВ-скоплений АГКМ происходило в результате миграции углеводородов из очага их генерации, т.е. из отложений нижнего - среднего карбона близлежащих территорий (Сарпинского, Заволжского прогибов). Кроме того, подток УВ мог осуществляться из отложений среднего карбона - верхнего девона Каракульско-Смушковой зоны дислокаций, где нефтематеринские породы прошли ГЗН (стадия МК4 - АК₁) и могли дать большое количество газов, которые поступали в ловушки, заполненные нефтью, что способствовало не только растворению, но и оттеснению жидких флюидов к замку залежи.

Эти данные подтверждают, что углеводороды мигрировали по разломам из слоев высокого давления в южной части свода (более 70 МПа) вверх и на север в подсолевые резервуары низкого давления, например, в башкирские коллекторы Астраханского газоконденсатного месторождения, где давление составляло 67 МПа, оставаясь, в то же время, аномально высоким под соленосной толщей кунгура (Р₁кд).

На основе анализа распределения давлений пластовых флюидов осадочный разрез Астраханского свода можно разделить на две зоны, разделенные соленосной толщей кунгура (Р₁к). Верхняя зона представляет солевой и надсолевой осадочный разрез. В этой зоне пластовое давление является нормальным и закономерно возрастает с глубиной, не превышая 35 МПа (3500 м). Нижняя подсолевая зона характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями более 40 МПа, которые увеличиваются с глубиной, достигая 100 МПа и выше (4000 м и выше). Подсолевой башкирский резервуар (С2ъ) Астраханского газоконденсатного месторождения характеризуется высоким пластовым давлением, которое колеблется от 40 до 67 МПа (АВПД) на глубинах ниже 4000 м.

Формирование АВПД является следствием многих причин и механизмов, которые тесно связаны с геологической историей (рис. 12), и на Астраханском газоконденсатном месторождении может быть подразделено на два основных этапа: седиментации и диагенеза и катагенетического породообразования.

При диагенезе осадков происходят сингенетичные процессы, обусловленные условиями литогенеза, такими как скорость накопления осадочных отложений в ранней перми (Р₁кд), толща морской соли достигает 2,5 км. Предполагаются две причины возникновения повышенных поровых давлений, обусловленных наличием мощных толщ непроницаемых солей: во-первых, прекращение эмиграции флюидов подсолевых образований через мощную солевую покрышку; во-вторых, возникновение и передача давления за счет нагрузки толщ солей и вышележащих пород на поры жидкости подсолевых образований, занятых флюидами.

Большая толщина покровных пород кунгурской толщи солей и вышележащих отложений приводит к повышению пластовых температур и давлений в подсолевых отложениях. На Астраханском своде наличие глинистых сланцев и ангидрита, которые лежат непосредственно на подсолевых резервуарах, играет очень важную роль в формировании АВПД.

Материнские породы и очаги генераций существуют под гигантским Астраханским газоконденсатным месторождением, которые могут поставить большие объемы углеводородов. Основными очагами генерации являются девонские отложения в центре Астраханского свода под АГКМ, а также другие очаги, на юго-западе в Каракульско-Смушковской зоне. Путями миграции углеводородов из очагов генераций в башкирский резервуар (С₂Ь) являлись тектонические разломы. В центре Астраханского свода, под АГКМ, углеводороды мигрировали вверх из материнских пород девона в башкирский резервуар. Миграция больших объемов газов к резервуарам АГКМ также шла из другого очага на юго-западе через разломы Каракульско-Смушковской зоны дислокаций.

На Астраханском газоконденсатном месторождении углеводороды в подсолевом башкирском резервуаре находится под высоким давлением, основные механизмы создания которого следующие:

1. Механическое уплотнение, вызванное нагрузкой больших толщ покровных пород, что привело к снижению пористости и увеличению давления поровых флюидов.

2. Высокие температуры накопленных углеводородов, которые привели к расширению пластовых флюидов, увеличивая давления флюидов в порах.

3. Миграция углеводородов из очагов генераций в резервуары Астраханского месторождения происходит и в настоящее время.

4. Г енерация больших количеств неуглеводородных газов играет важную роль в формировании АВПД в АГКМ.

Учитывая надежную гидродинамическую изолированность подсолевого разреза пород девонско-башкирского возраста, перераспределение пластовых давлений, наличие миграции по разломам, можно с уверенностью считать, что подсолевой комплекс представляет единую динамическую систему.

Результаты исследования опубликованы в следующих работах

фильтрационный резервуар катагенез пластовый

1. Эльмаадави Х.Г. Новейшие представления о геологическом строении Прикаспийской впадины // Геология, география и глобальная энергия. 2010. №.1 (36). С. 36 - 49.

2. Эльмаадави Х.Г. Механизмы и происхождение аномально высоких пластовых давлений (АВПД) на Астраханском своде Прикаспийской впадины // Естественные и технические науки, 2010, №5. С. 276 - 278.

3. Эльмаадави Х.Г. Воздействие солей диапиров на геотермический потенциал генерации углеводородов в Прикаспийской впадине // Геология, география и глобальная энергия, №1 (40), 2011. С. 6 - 11.

4. Эльмаадави Х.Г. Влияние тектонического положения Прикаспийских геоблоков на формирование Астраханского карбонатного массива // Геология, география и глобальная энергия, №1 (40), 2011. С. 20 - 25.

5. Эльмаадави Х.Г. Литолого-стратиграфические особенности и нефтегазоносность подсолевого разреза Астраханского свода // Геология, география и глобальная энергия, №2 (41), 2011. С. 59 - 75.

6. Эльмаадави Х.Г. Фильтрационно-емкостные свойства башкирского резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология, география и глобальная энергия, №4 (43), 2011. С. 62 - 68.

7. Эльмаадави Х.Г. Геотермическая зрелость органического вещества Астраханского свода // Геология, география и глобальная энергия, №4 (43), 2011. С 107 - 112.

8. Эльмаадави Х.Г. Генерация нефтематеринских пород Астраханского свода // Г еология, география и глобальная энергия, №1 (44), 2012. С 28 - 35.

9. Эльмаадави Х.Г, Серебряков О.И. Геохимические особенности газов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология, география и глобальная энергия, №1 (48), 2013.

Статьи, опубликованные в других научных изданиях:

10. Эльмаадави Х.Г. Геологическая модель формирования Астраханского газоконденсатного месторождения юго-западного сектора Прикаспийской впадины // Материалы Международной заочной научнопрактической конференции «Инновационные подходы и современная наука», Новосибирск, 13 февраля 2012. С. 153 - 157.

11. Эльмаадави Х.Г. Основные геологические процессы и элементы, формирующие Астраханское газоконденсатное месторождение юго-западной Прикаспийской впадины // Материалы Международная научно-практическая конференция «Достижения и перспективы естественных и технических наук» ЦЕНТР НАУЧНОГО ЗНАНИЯ «ЛОГОС», Ставрополь, 27 февраля 2012, С. 228 - 231.

Размещено на Allbest.ru