Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

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

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические исследования нефтегазогенерационного потенциала палеозойских отложений Астраханского свода юго-западной части Прикаспийской впадины"

На правах рукописи

Эльмаадави Халед Гамаль Абдельшакур

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АСТРАХАНСКОГО СВОДА ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

18 АПР 2013

Астрахань - 2013

005057634

Работа выполнена на кафедре геологии, гидрогеологии и геохимии горючих ископаемых Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Астраханский государственный университет»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Серебряков Олег Иванович

Официальные оппоненты: Сианисян Эдуард Саркисович, доктор геолого-

минералогических наук, профессор, ФГАОУ ВПО «Южный федеральный университет», зав. кафедрой геологии нефти и газа

Бигун Петр Васильевич, кандидат геолого-минералогических наук, ОАО «СевКавНИПИгаз», зав. лабораторией

Ведущая организация: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»,

г. Астрахань

Защита состоится 21 марта 2013 г. в 10-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд.416.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, ул. Дзержинского, 120.

Автореферат разослан « »февраля 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

д-р геол.-минерал. наук, профессор

В.А. Гридин

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 (СгЬ) 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 (СгЬ) 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 (СгЬ) 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, подтверждено что, 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, 2010г., 2011г., 2012г.). 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 литолого-стратиграфической 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): ЮжноАстраханский, 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. Коллекторскне свойства карбонатного резервуара АГКМ

Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород Астраханского газоконденсатного месторождения подтверждает, что породы продуктивной толщи характеризуются высокой пористостью. Основная масса образцов (более

70%) 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-седимент'ационных 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

Рис.1 .Схема распределения открытой пористости (Эльмаадави, 2011)

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

Рис.2. Схема распределения проницаемости (Эльмаадави, 2011)

Рис.3. Схема распределения пор с радиусом менее 0,1 мкм (Эльмаадави, 2011)

Глава 3. Генерационный потенциал углеводородов Астраханского

свода

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,;) 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 (Кс = 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 (Кс =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

ю

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 (Ro). 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 Brunet et al (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 юго-западной части АГКМ.

Палеотемпературы (Т) в породах Каракульско-Смушковской зоне выше, чем современные температуры, значительны также и показания отражения витринита (Ro). На глубине 5000 м, в скважине 5-ЮА палеотемпературы составляют в среднем 175 °С, а современные - 123 °С и Ro = 1,2. В скважине 7-ЮА палеотемпература 145 °С, а современная 140 °С и Ro=l,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 (МК4) 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/100м, а на юго-западе от 2,6 до 2,8 °С/100м) (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/100м, в скважине 2-Д, расположенной восточнее, градиент увеличивается до значения 2,5 °С/100м и, наконец, в скважине 1-Б он достигает значений 2,83 °С/100м.

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.

комплекса (03-С2Ь) в пределах Астраханского свода (Эльмаадави, 2011)

верхнедевонско-башкирского комплекса (03-СгЬ) в переделах Астраханского свода (Эльмаадави, 2011)

Глава 4. Геохимические особенности газов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения

Геохимические 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 (Н23) и углекислый газ

(СОД.

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 (рис. 6).

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 (рис.7).

Потенциальное содержание С5+в в пластовой смеси отмечается от 134 г/м3 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 (рис. 8).

в

Астрахань •

Рис. 6. Распределение содержания метана в составе газа АГКМ, % (Эльмаадави, Серебряков, 2013).

(Эльмаадави, Серебряков, 2013)

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 (рис.10).

(Эльмаадави, Серебряков, 2013)

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.

(Эльмаадави, Серебряков, 2013)

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 (рис.11).

Комплексь породы

Триасовая

Юрская

Пермская

Каменноугольная

Девонская

Элементы

Процессы

Нефтемат-

еринсие

породы

Резервуар

Покрышки породы

Вскрыши породы

Миграция и аккумуляция

Рис.11. События, геологические элементы и процессы формирования АГКМ

(Эльмаадави, 2012)

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 У В мог осуществляться из отложений среднего карбона -верхнего девона Каракульско-Смушковой зоны дислокаций, где

16

нефтематеринские породы прошли ГЗН (стадия МК4 - АКО 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 (Р^).

На основе анализа распределения давлений пластовых флюидов осадочный разрез Астраханского свода можно разделить на две зоны, разделенные соленосной толщей кунгура (Р]к). 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 (С2Ь) 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 (Р^), 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

пластовая давления

Рис.12. Геологическая модель формирования АГКМ (Эльмаадави,2012)

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. Генерация 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.

Глава 6. Основные результаты работы и рекомендации дальнейших исследований, способствующих обоснованному ведению

геологоразведочных работ и оценке ресурсов УВ Астраханского свода

Исследования коллекторских свойств резервуара среднего карбона Астраханского свода. Микроскопические исследования позволили подразделить органогенные известняки на биоморфно-детритовые, полидетритовые и детритово-шламовые. Определенной закономерности в распределении этих разностей в разрезе не наблюдается.

Наиболее характерными постседиментационными изменениями пород являются процессы перекристаллизации и вторичного минералообразования. В шлифах четко отмечается различный характер направленности процесса перекристаллизации, связанный со структурой породы и независимый от нее. Замещение форменных элементов органогенных известняков вторичным кальцитом микро-тонкозернистой размерности приводит к появлению разнокристаллических цементов замещения. Процессы перекристаллизации и кальцитизации взаимосвязаны с трещиноватостью, выщелачиванием и растворением.

Породы продуктивной толщи характеризуются высокой пористостью. Основная масса образцов (более 70. %) 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.

Самая высокая пористость существует в сводовой части и составляет от 6 % до 15 %. В переходных частях пористость колеблется от 3 до 6 %. Низкая пористость установлена в склоновых частях, которая колеблется от 4 до 5 %.

Диапазон значений проницаемости от 0,1 мД (скв. 1 и скв. 32) до 2,5 мД (скв. 20), проницаемость возрастает к центру свода.

Тонкопористая матрица характеризуется очень низкой проницаемостью, а практически повсеместное распространение трещин обусловливает анизотропию проницаемости по трем направлениям и обеспечивает развитие трещинно-поровых или порово-трещинных типов коллекторов.

Факторы генерации углеводородов Астраханского свода

В подсолевом карбонатном массиве Астраханского свода выделено пять очагов генерации, которые обеспечили формирование нескольких месторождений, в том числе АГКМ: в центре, на юго-западе (Каракульско-Смушковская зона и кряж Карпинского), северо-западе (Сарпинский прогиб) и северо-востоке (Заволжский прогиб).

На основе выполненных исследований автором выделены факторы, способствующие генерации углеводородов Астраханского свода:

1. Существование материнских пород нижне-среднедевонского терригенного комплекса с достаточной толщиной и высокой концентрацией органических веществ.

2. Скорость накопления солевых и надсолевых отложений почти в 2 раза превышает скорость накопления подсолевых осадков. В нижнем палеозое погружение на большей части Прикаспийского бассейна происходило со скоростью около 1 м за миллион лет, а в позднем девоне она увеличилось почти до 50 м/млн. лет (Brunet et al. 1999).

3. Погружение материнских пород на глубины более 5 км связано с воздействием 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.

На глубине 5000 м, по данным интерпретации данных ОСВ, палеотемпературы составляют 145 - 175 °С, а современные - 123 - 140 °С, Ro = 1,2 - 1,4 %, что соответствует стадии генерации газа (MKt) при высокой скорости погружения отложений. Следовательно, девонские отложения Каракульско-Смушковской зоны могли генерировать большие объемы газа, которые впоследствии мигрировали к Астраханскому газоконденсатному месторождению. Эти данные сопоставимы с результатами термобарогеохимических исследований, проведенных Сианисяном и Андреевым (2001) в пределах Каракульско-Смушковской зоны.

Средний геотемпературный градиент на севере колеблется в интервале значений от 2,3 до 2,5 °С/100м, а на юго-западе от 2,6 до 2,8 °С/100м. Аналогичная тенденция увеличения градиентов температур в юго-западном направлении характерна и для верхнедевонско-нижнебашкирского карбонатного комплекса.

5. Выделяется несколько очагов генерации, которые генерируют большие объемы углеводородов в виде жирных газов, нефти, конденсата и сухого газа, а также неуглеводородных газов. Объемы генерации УВ зависят 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, Ro - 1,4 %, генерируется сухой газ.

Закономерности распределения компонентов газов и конденсата по площади и высоте залежи Астраханского газоконденсатного месторождения

Содержание метана варьируется от 42 % в скважине 72 до 65 % в скважине 40. В целом, содержание метана увеличивается с юго-запада на северо-восток. Потенциальное содержание С5+В в пластовой смеси отмечается от 134 г/м3 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 увеличиваются к центральной части Астраханского газоконденсатного месторождения, где отмечаются наиболее высокие значения, и где они достигают 256, 271 и 261 г/м3 в скважинах 1Рг, 42 и 17 соответственно.

Содержание сероводорода увеличивается к периферии Астраханского газоконденсатного месторождения. Максимальные значения содержания углекислого газа 30 % отмечаются в зоне ГВК.

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.

Пространственно-временная модель формирования залежей и аномально высоких пластовых давлений на Астраханском газоконденсатном месторождении

Формирование АГКМ включает все необходимые элементы и процессы, способствующие скоплению нефти и газа: нефтематеринские породы, резервуары, надежные покрышки, генерацию, миграцию и скопление углеводородов. Все перечисленные элементы могут быть помещены в пространственно-временную модель формирования залежи УВ.

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. Подсолевой башкирский резервуар (С2Ь) Астраханского газоконденсатного месторождения характеризуется высокими пластовыми давлениями, которые колеблются 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, и на Астраханском газокодценсатном месторождении может быть подразделено на два основных этапа: седиментации и диагенеза и катагенетического породообразования.

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 находятся под высоким давлением, основные механизмы создания которого следующие:

1. Механическое уплотнение, вызванное нагрузкой больших толщ покровных пород;

2. Высокие значения палео- и современных температур;

3. Миграция углеводородов из очагов генераций в резервуары Астраханского месторождения;

4. Генерация больших количеств неуглеводородных газов.

Рекомендации

Выполненные исследования позволяют рекомендовать проведение первоочередных поисково-разведочных работ на нижне-среднедевонский терригенный комплекс. Не менее перспективными представляются карбонатные образования среднего девона - нижнего карбона. Значительные перспективы поисков залежей УВ необходимо связывать с рифогенными структурами. Рекомендуется проведение геофизических исследований для установления развития рифогенных структур каменноугольного и, возможно, девонского возрастов (Хараблинская, Михайловская, Табаковская, Еленовская и др.)

Дальнейшие направления исследований, связанные с поисками залежей УВ, рекомендуется вести на основе комплексной геологической модели «бассейновое моделирование» с применением методик бассейнового анализа.

Заключение

В диссертационной работе на основании комплексного анализа геологических, петрофизических, геохимических и термобарических данных произведены геолого-геохимические исследования генерации углеводородов на Астраханском своде юго-западного сектора Прикаспийской впадины. В процессе исследования решены поставленные задачи:

Исследованы коллекторские свойства резервуара и их распределение в пределах рассматриваемой территории. Установлены фильтрационно-емкостные свойства башкирского резервуара (С2Ь) Астраханского газоконденсатного месторождения. Пористость башкирских пород (С2Ь) колеблется от 3 до 15 %. Самая высокая пористость наблюдается в сводовой части и достигает 15 %. Низкая пористость зафиксирована в склоновой части -от 4 до 5 %. Выявлена обратная зависимость между пор с радиусом менее 0,1 мкм и проницаемостью пород.

Изучена степень катагенетической зрелости пород; определены наиболее важные факторы, контролирующие процессы генерации:

1) Существование материнских пород достаточной толщины и высокой концентрации органических веществ;

2) Высокая скорость накопления солевых и надсолевых отложений, почти в 2 раза превышающая скорость накопления подсолевых осадков;

3) Захоронение материнских пород на больших глубинах (более 5 км) из-за высокой скорости погружения. На этой глубине материнские породы подвержены воздействию высоких температур;

4) Высокие палеотемпературы и геотермальные градиенты материнских пород.

На Астраханском своде значения палеотемпературы и геотермального градиента увеличиваются в южном направлении и достигают максимальных значений в Каракульско-Смушковской зоне, которая поставила Астраханскому газоконденсатному месторождению большие объемы газа.

Катагенез органических веществ в центре Астраханского свода, достигая градации МК3-Мк4, генерирует первичный конденсат. В южной части Астраханского свода, в Каракульском-Смушковской зоне, на глубине 5 км и Яо - 1,4 % катагенез градаций МК4-МК5 генерирует сухой газ.

Обоснованы этапы развития Астраханской газоконденсатной залежи и очаги генерации УВ.

Выявлены механизмы формирования аномально высоких пластовых давлений на Астраханском газоконденсатном месторождении.

Установлены закономерности распределения геохимических газовых компонентов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения. Геохимические газовые компоненты и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения делятся на два типа в зависимости от их происхождения: углеводородные газы и неуглеводородные газы. Значения сероводорода и углекислого газа уменьшаются к центру и увеличиваются к периферии, где достигают максимального значения на газоводяном контакте. Концентрация неуглеводородных газов имеет самые низкие значения в верхних частях Астраханской газоконденсатной залежи и увеличивается вниз до достижения максимального значения на газоводяном контакте.

Уточнены процессы и особенности формирования Астраханского газоконденсатного месторождения, синтезированные в геологическую модель.

Подсолевой разрез пород от девонского до башкирского возраста представляет единую систему давления. Верхней границей зоны АВПД является пермская эффективная покрышка породы, максимальные значения порового давления флюидов увеличиваются вниз в девонские отложения.

Геологическая модель рассматриваемой территории позволяет 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. Таким образом, выполненные исследования доказывают обоснованность защищаемых положений.

Результаты исследования опубликованы в следующих работах;

Статьи, опубликованные в рецензируемых научных изданиях по списку

ВАК:

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

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

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

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

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

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

8.Эльмаадави X. Г. Генерация нефтематеринских пород Астраханского свода // Геология, 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 научно-практической конференции «Инновационные подходы и современная наука», Новосибирск, 13 февраля 2012. С.153 - 157.

1 І.Зльмаадави 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.

Уч.-изд. л. 1,5. Усл. печ. л. 1,4. Заказ № 2742. Тираж 100 экз.

Оттиражировано в Издательском доме «Астраханский университет» 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 20а Тел. (8512) 48-53-47 (отдел маркетинга), 48-53-45, тел. 48-53-44, тел./факс (8512) 48-53-46 E-mail: asupress@yandex.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Эльмаадави Халед Гамаль Абдельшакур, Астрахань

Министерство образования и науки Российской Федерации

Астраханское государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Астраханский государственный университет»

Эльмаадави Халед Гамаль Абдельшакур

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

Специальность: 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

о ю 00

кандидата геолого-минералогических наук

Диссертация на соискание ученой степени

Научный руководитель: Серебряков Олег Иванович,доктор геолого-минералогических наук, профессор

Астрахань -2013

г

Оглавление

Введение 3

Глава 1. Геологическое строение региона 7

1.1 .Геологические особенности Прикаспийской впадины 7

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика Астраханского 28 свода

1.3. Тектоническое строение Астраханского свода 40 Глава 2. Коллекторские свойства карбонатного резервуара АГКМ 48

2.1. Типы пород резервуара и их влияние на фильтрационные 48

свойства

2.2. Строение пустотного пространства 50

2.3. Морфология трещин 55

2.4. Фильтрационно-емкостные свойства резервуара 57

2.5. Типы коллекторов 63 Глава 3. Генерационный потенциал углеводородов Астраханского 68

свода

3.1. Вертикальная зональность углеводородов 68

3.2. Подсолевые нефтематеринские породы и их очаги генерации 72 Астраханского свода

3.3. Генерация углеводородов 76 Глава 4. Геохимические особенности газов и конденсата АГКМ 90

4.1. Углеводородные газы 90

4.2. Неуглеводородные газы 91 Глава 5. Геологическая модель формирования АГКМ 101

5.1. Геологическое развитие АГКМ как части Астраханского свода 101

5.2. Основные геологические процессы, формирующие АГКМ 102

5.3. Распределение пластового давления в пределах Астраханского 107 свода

5.4. Термодинамическое моделирование формирования АГКМ При 109 помощи камеры РУТ

5.5. Механизмы формирования АВПД АГКМ 110 Глава 6. Основные результаты работы и рекомендации дальнейших

исследований, способствующих обоснованному ведению геологоразведочных работ и оценке ресурсов УВ Астраханского свода ^ 1 ^

6.1. Исследования коллекторских свойств резервуара среднего карбона Астраханского свода ^ ^ ^

6.2. Факторы генерации углеводородов Астраханского свода 119

6.3. Закономерности распределения компонентов газов и конденсата по площади и высоте залежи Астраханского газоконденсатного месторождения

6.4. Пространственно-временная модель формирования залежей и аномально высоких пластовых давлений на Астраханском ^^ газоконденсатном месторождении

6.5. Рекомендации 126 Заключение 128 Список использованных литературных источников 130

Введение

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, гидрогеологических исследований.

Задачи диссертационной работы

Для достижения цели были поставлены, 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 (СгЬ) 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 (С2Ь) 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 давлении в нем.

Научная новизна результатов диссертационного исследования

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

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

3. Определены масштабы генерации углеводородов на Астраханском своде, подтверждено что, 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, 2012г.), 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, 2011, 2012). 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.

Глава 1. Геологическое строение региона 1.1. Геологические особенности Прикаспийской впадины

Прикаспийская впадина является одной из важнейших нефтегазоносных провинций мира с уникальным геологическим строением и богатейшим нефтегазоносным потенциалом. Впадина, площадь которой - более 500 тыс. км , занимает краевое положение в пределах юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. Западная и северная границы впадины проводятся по нижнепермскому тектоно-седиментационному карбонатному уступу, отделяющему ее от Волго-Уральской провинции и Приволжской моноклинали. На востоке впадина обрамлена складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар, на юго-западе она отделяется Донецко-Астраханским краевым швом от Скифской плиты. С запада и севера она ограничена областями неглубокого залегания фундамента (3-6 км), поверхность которого к её центральной части увеличивается до глубин 15-20 км (рис.1). Указанный вертикальный диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от среднего девона до неогена включительно. Основная доля разведанных запасов и прогнозных ресурсов УВ-сырья связана с позднепалеозойским комплексом, главным образом с карбонатными породами девонского, каменноугольного и раннепермского возраста. Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложными сочетаниями типов коллекторов и фильтрационно-емкостных параметров, но и дифференцированными особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и крупных зон развития карбонатных комплексов.

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

Оренбург,

жМН

ущши

имнДЯЯяи

Уральск —14-

Центрально-При\аспийска депрессия\

Волгоград

.страха нь

ш ¡gjfl

неверный Устюрт

У Каспийркое^мрре

00

Рис.1. Схема размещения основных палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины (по В.М. Пилифосову, Э.С. Воцалевскому, Д.А. Шлыгину, H.A. Азербаеву, Т. М. Шлыгиной): 1. изогипсы поверхности фундамента,км.; 2.основные разломы; 3.карбонатные платформы; карбонатный шелф; 1. северо-западного обрамления Прикасийской впадины, Южно-Эмбинско-Жанажольской зоны; изолированные внутрибассейновые карбонтные платформы; 3. Карачаганаская, 4.Астраханская, 5. Каратон-Тенгизская, 5а. Кашаган-Кайранский участок, 56. Каратон-

Тенгизский участок, 5в. Южный участок, 6. Темирская.

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 - 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 зоны, но и для значительной части юго-востока Русской плиты. В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины выделено большое число газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, среди которых наиболее значительные Астраханское, Карачаганакское, Жанажольское и Тенгиз. Перспективы их связаны с подсолевыми карбонатными отложениями палеозоя внутренних бортовых зон Прикаспийской впадины. Сложное строение подсолевых отложений, резкая изменчивость литологического состава, наличие многочисленных перерывов в осадконакоплении и недостаточная освещенность их бурением не позволяют однозначно трактовать особенности структуры и истории геологического развития Прикаспийской впадины. Именно этим и объясняется существование нескольких моделей строения подсолевого комплекса.

При общей направленности тектонических движений и погружении темп их менялся в пространстве и во времени, что создавало благоприятные предпосылки для широкого формирования гаммы различных фаций - от мелководных до глубоководных осадков. При этом

контуры палеозойских бассейнов были значительно шире современных границ Прикаспийской впадины и включали огромные территории юго-востока Русской плиты и сопредельных герцинских геосинклинальных зон.

Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые в ряде случаев образуют изолированные зоны, получившие название «внутрибассейновых карбонатных платформ». Такие внутрибассейновые карбонатные платформы широко развиты на юге Прикаспийской впадины (Астраханская, Тенгиз-Кашаганская, Южно-Эмбинская), они встречаются также на востоке и севере впадины -соответственно, Темирская, Жанажольская и Карачаганакская платформы.

Повышенный интерес к этим внутрибассейновым карбонатным платформам связан с тем, что в их пределах открыты нефтяные и газоконденсатные месторождения, при этом на четырех из них выявлены месторождения с доказанными гигантскими запасами газа (Астраханское), нефти (Тенгиз и Кашаган) и газоконденсата с нефтью (Карачаганак). В целом запасы УВ-сырья, сконцентрированные в пределах карбонатных массивов, значительно превосходят запасы скоплений, связанных с терригенными подсолевыми комплексами. С крупными карбонатными массивами связываются и основные перспективы поисков новых крупных месторождений.

Важным аспектом прогноза распространения платформ является вопрос о причинах возникновения условий интенсивного карбонатонакопления в определенных шельфовых зонах. Контролирующими агентами возникновения и роста карбонатных платформ, их морфологии и характера биологических сообществ являются скорость прогибания, колебания уровня моря, климатические факторы.

В последние годы на территории бортовых частей Прикаспийской впадины выполнены значительные объемы глубокого бурения и сейсмических исследований различных модификаций, которые позволяют

уточнить строение и развитие зон подсолевых поднятий и с этих позиций рассмотреть перспективы ее нефтегазоносности (Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, В.П. Сметанина и др.).

Прикаспийская впадина - это глубочайший осадочный бассейн мира, который на палеозойском этапе развития (по особенностям строения подсолевого комплекса) можно предположительно отнести к геоструктурам «субокеанического» типа (Кирюхин и др., 1978; Яншин и др., 1977). По северной и западной периферии впадины подсолевой разрез представлен несколькими мощными (до 1000 м и более) мелководными карбонатными толщами верхнего девона - нижней перми, разделенными терригенными сериями. Вдоль границы впадины здесь установлены три карбонатных уступа: среднефранско-средневизейский, верхневизейско-нижнебашкирский и каширско-артинский; высоты их соответственно составляют 300-700, 300-500 и 1100-1600 м (рис. 2). На юге и востоке впадины в подсолевом разрезе также выделяются мощные, до 1500 м , разновозрастные карбонатные толщи: в пределах Каратон-Тенгизской зоны поднятий и Астраханского свода - верхнедевонско-