Глава 22 нефтяные и газовые месторождения россии

Российская Федерация обладает большим потенциалом нефтегазоности, который вовлечен в промышленное освоение менее чем наполовину. По со-временным оценкам, нефтяные и газовые ресурсы распределены крайне не-равномерно по площади, а также неравнозначны с точки зрения качественно-го состава флюидов и экономической ценности месторождений.

Подавляющее число месторождений (примерно 98,5 %) выявлено в разрезе верхнего этажа нефтегазоносности (осадочном чехле) и лишь око-ло 1,5 % – в породах нижнего этажа нефтегазоносности (фундаменте, складчатом основании, переходном комплексе).

На 1 января 2005 г. в России открыто (без выработанных) 2 901 место-рождение и около 12 000 залежей нефти, конденсата и газа. Среди них 2 429 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, 54,5 % из которых разрабатываются. Примерно три четверти месторождений прихо-дится на Западно-Сибирский и Волго-Уральский регионы, которые играют доминирующую роль в общем балансе запасов и добыче нефти в России. Ме-сторождения нефти открыты также в пределах Тимано-Печорского региона, Северного Кавказа, Восточной Сибири, Дальнего Востока, Калининградской области, на шельфе Баренцева и Охотского морей.

В целом по России отмечается ухудшение структуры запасов всех ви-дов углеводородного сырья, сокращение величины неразведанных ресур-сов. Это проявляется в снижении масштабов открываемых месторождений; 90 % неразведанных ресурсов нефти страны приходится на мало изучен-ные восточные регионы России и акватории.

Стратиграфический диапазон доказанной нефтегазоносности в преде-лах России охватывает отложения всех возрастных групп от докембрия до плейстоцена включительно, но возрастная дифференциация запасов резко неоднородная. Преобладающая часть запасов нефти (75 %) и газа (85 %) связана с мезозойскими отложениями; на палеозойские приходится соот-ветственно 22 и 10 % разведанных запасов, а на сумму протерозойских и кайнозойских пород всего 3 и 4 %.

Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение

Расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Открыто в 1953 г., раз-рабатывается с 1954 г. Приурочено к брахиантиклинали в пределах Анаста-сиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями, имеет размеры 27,5 × 2,5 км и высоту около 400 м. Углы падения крыльев составляют 10–14º. На Анастасиевском поднятии за-фиксировано диапировое ядро майкопских глин, доходящее до верхнеплио-ценовых отложений. С этим ядром контактируют залежи нефти и газа. Уста-

216

новлены 10 залежей в плиоцене и миоцене на глубине 750–1 770 м. Горизон-ты I, Ia, II, III содержат газ, IV – нефть с газовой шапкой, V, VI, VIa, VII – нефть. Залежи пластовые, сводовые, некоторые литологически ограничен-ные. Основной продуктивный горизонт – IV с эффективной толщиной до 50 м. Газонефтяной контакт – 1 502 м, водонефтяной – 1 521–1 532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы поровые (пески и песчаники), пористость 20–30 %, проницаемость до 0,9 мкм². Начальное пластовое давление соответ-ствует гидростатическому, температура 38–66 ºС. Состав газа (%): СН₄-91-98; С₂Н₆ + высшие – 3,5–0,80; СО₂-5,0-0,2; N₂ – до 1,3. Нефть содержит серы до 0,3 %, парафина до 3 %. Плотность нефти 830–908 кг/м³.

Астраханское газоконденсатное месторождение

Астраханское газоконденсатное месторождение является крупнейшим в мире, открытым за последние годы. На примере этого месторождения возможно разрабатывать учебную модель освоения минерального сырья.

Геологическая модель Астраханского сводового поднятия, в особен-ности его глубинных массивов горных пород, является основой для соору-жения литотехнических систем и прогнозирования их функционирования на длительное время. Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) приурочено к вершинной зоне одноименного свода.

Особенности развития и формирования массивов горных пород пре-допределяют условия строительства и функционирования литотехниче-ских систем внутри этих массивов. Инженерно-геологические свойства структуры Астраханского свода основываются на закономерностях палео-тектонического развития Прикаспийской впадины как составной части Восточно-Европейской платформы. Обобщение результатов геолого-геофизических и сейсмических исследований, материалов бурения пара-метрических, поисково-разведочных и эксплуатационных скважин в При-каспийской впадине позволили уточнить инженерно-геологическую мо-дель Астраханского свода.

Астраханский свод является крупной положительной геологической структурой, его вершина находится в левобережной части р. Волги и включает в себя систему многочисленных куполовидных малоамплитуд-ных поднятий (150–200 м), объединяемых в субмеридиональную припод-нятую зону. Учитывая инженерно-геологические особенности седименто-генеза массивов горных пород Астраханского свода, можно восстановить историю геологического развития региона на раннем этапе осадконакоп-ления и прогнозировать ход развития нефтегазоносности в последующие геологические эпохи.

В геологическом разрезе литосферы Астраханского свода четко выде-ляются четыре различные по генезису, истории развития и составу комплекса горных пород этажи: кристаллический фундамент, осадочные подсолевой, соленосный и надсолевой структурно-тектонический литологический.

217

Кристаллический фундамент, орогенный этап развития которого за-кончился в дорифейское время формированием и консолидацией массива, по литологическому и геохимическому составу характеризуется как гете-рогенное образование. По магнитной восприимчивости пород фундамента и скорости прохождения сейсмических волн их состав трактуется как ос-новной и (или) ультраосновной. В архейское время наряду с развитием ин-трузий и их жильных дериватов указанного выше состава могли формиро-ваться и кислые магматические породы, которые обычно окаймляют мас-сивы пород ультраосновного и основного состава. По мере погружения фундамента на большую глубину под действием высокого давления и тем-пературы происходит вытаивание кремнистых разностей магматических пород кислого состава в краевые части массивов и накопление на месте вытаивания магнитовосприимчивых минералов, т.е. происходит базальти-зация гранитов. На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что состав кристаллического фундамента является гетерогенным.

Подсолевой этаж осадочных горных пород по своим инженерно-геологическим свойствам, литологическому составу и условиям залегания, фациальным особенностям и флюидонасыщению наиболее полно охаракте-ризован в скв. 2 Девонской, пробуренной в купольной части Астраханского свода. Уникальный керновый материал получен из интервала 7 001–7 003 м, который представлен кварцитовидными песчаниками серого цвета, посте-пенно к низу переходящими в конгломерат. Характерной инженерно-геологической особенностью вмещающего материала является кварц двух модификаций, различной степени окатанности и размеров. Основная часть гравийно-галечного кварца представлена халцедоном матового цвета, округ-лой и несколько вытянутой формы, как с четко выдержанными очертаниями, так и с расплывчатыми краями. Перечисленные инженерно-геологические признаки породы соответствуют низкотемпературному -кварцу. Вторая мо-дификация соответствует высокотемпературному водянисто-прозрачному, неодинаковой окатанности -кварцу, встреченному в виде прожилок. Инже-нерно-геологические особенности кварцеподобных пород из интервала 7 001–7 003 м свидетельствуют о значительном их метаморфизме.

О достоверности состава исследуемых пород может свидетельство-вать образец с волнообразной поверхностью несогласия (стиллолитовый шов), заполненной углисто-глинисто-слюдистым веществом на фоне вы-ступающих зерен кварца округлой и вытянутой формы, иногда в виде не-больших прожилок. Что касается слюдистой массы, то она представлена чешуйками белого цвета. По составу слюда – мусковит, который является устойчивым в условиях амфиболитовой фации метаморфизма.

Стиллолиты представляют собой зубчатую поверхность на участках со-членения двух пластов и внутри них. Часто вдоль стиллолитовой поверхно-сти, особенно в углублениях, наблюдаются скопления остаточной глины, вертикальные штрихи и борозды. Амплитуда стиллолитовой поверхности

218

колеблется в пределах от нескольких миллиметров до 20 см. По литологиче-ской характеристике, породы по шламу, отобранному с глубины 6 892 м, ха-рактеризуются как кварцевые агрегаты серого цвета с зеленоватым оттенком с включением зеленого минерала, предположительно глауконита.

Инженерно-геологические особенности горных пород, их литолого-фациальные особенности и полиморфный состав, степень их метаморфиз-ма под влиянием тектонических процессов, условия залегания и другие особенности дают основание предположить, что в пределах Астраханского свода вскрыт осадочно-метаморфический комплекс образований, слагаю-щий, как и в Оренбургской области, грабенообразные части кристалличе-ского фундамента. По данным сейсморазведки, подобный комплекс про-слеживается в горстах на глубине 5–8 км, в грабенах – до 11 км. Не исклю-чено, что скв. 2 Девонской вскрыта верхняя часть фундамента.

Таким образом, на основании вышеизложенного можно сделать вы-вод, что в додевонское время на территории Западного Прикаспия сущест-вовал неустойчивый тектонический режим, приводивший к внутриформа-ционным перерывам в осадконакоплении и размывам пород. Представлен-ные породы подвержены значительной метаморфизации.

В целом песчано-алевролитовые и гравийно-песчаные массивы гор-ных пород доплатформенной толщи обладают высокой плотностью и глу-бокими катагенетическими преобразованиями, в них практически отсутст-вует первичная пористость. Однако во время длительного перерыва в осадконакоплении породы были подвержены интенсивному регрессивному эпигенезу, способствующему возникновению трещиноватости, разуплот-нению пород, выщелачиванию хемогенного цемента. Происходившие ин-женерно-геологические процессы обусловили развитие вторичной грану-лярной и трещинной пористости. Толщина массивов горных пород проме-жуточного осадочного чехла на Астраханском своде достигает 2 000 м.

Геологическая локальная структура Астраханского свода приурочена к одноименному выступу фундамента и имеет унаследованный характер от его рельефа. Континентальные формации представлены песчаниками, переходя-щими в плохо отсортированный конгломерат с прослоями алевролитов и глин. В формировании платформенного осадочного чехла принимали уча-стие следующие эволюционные циклы развития древней платформы: бай-кальский, каледонский, герцинский, киммерийский, альпийский.

Структурный план в очертаниях, близких к современным, был сфор-мирован к концу герцинского цикла развития. В девонском и каменно-угольном комплексах четко прослеживаются Центрально-Прикаспийский прогиб и Астраханско-Енбекская система палеосводов. По сравнению с предыдущим этапом развития значительно увеличены размеры прогиба за счет зоны палеоподнятий и внутренних прибортовых частей впадины.

Исходя из инженерно-геологических особенностей формирования юго-западной части Прикаспийской впадины Астраханская геологическая струк-

219

тура относится к каменноугольно-раннепермскому времени заложения и бы-ла сформирована к началу накопления соленосных отложений кунгура.

Существующие инженерно-геологические особенности массивов гор-ных пород подтверждают древность заложения геологической структуры: четкая геоморфологическая выраженность в подсолевом комплексе при отсутствии структур в надсолевом массиве горных пород, возрастание ам-плитуд с глубиной, сокращение к своду толщины каменноугольных отло-жений, размывы в сводовых частях.

Инженерно-геологическая стратификация массивов горных пород

предопределяется составом горных пород и фациальными условиями осад-конакопления. На Астраханском своде прослеживаются четыре сейсмиче-ских отражающих горизонта, которые являются литогенетическими мар-кирующими границами и расчленяют подсолевой осадочный массив пород на три литотехнических комплекса (ЛТК), что отражено в табл. 13.

Таблица 13

Характеристика отражающих горизонтов

массивов горных пород Астраханского свода

Возраст

Отражающий

Номер

Характеристика разреза

пород

горизонт

ЛТК

Кровля, м

Толщина, м

Вид формации

C₂b

3 932

216

C₁s

IП

III

4 148

90

C₁v-ok

4 238

312

Преимущественно

C₁v-tl-bb

4 550

250

карбонатная

C₁t

Б

II

4 800

245

D₃fm

5 045

533

D₃f₂

5 578

401

D₃f₁dom

5 979

83

D₃f₁sr

IIП^/

6 062

28

D₃f₁kn

6 090

18

Терригенно-

D₃f₁ps

6 108

12

карбонатная

D₂zv-ml

I

6 120

75

D₂zv-ar

IIП^//

6 195

140

D₂zv-vb

6 335

235

Преимущественно

D₂ef

6 570

165

терригенная

D₁e

IIП

6 735

268

В палеозойских отложениях Астраханского свода, учитывая инженер-но-геологические условия образования массивов горных пород, выявляют-ся три вида формационных литотехнических комплекса: преимущественно терригенная, охватывающая нижний девон – нижнюю часть среднего де-вона, переходная терригенно-карбонатная, охватывающая верхнюю часть живетского яруса – нижнефранский ярус, и преимущественно карбонат-ная, охватывающая верхнефранско-башкирские отложения.

220

Первый ЛТК характеризует эмсско-нижнефранские породы девона и, в свою очередь, подразделяется на нижнюю (эмсско-нижнеживетская) и верх-нюю (живетско-нижнефранская) части. Между отражающими горизонтами IIП (D₁e, глубина 6 570 м) и IIП^/ (D₃f₁dom, 5 979 м) расположен первый ЛТК, внутри которого выделяется отражающий горизонт IIП^// (D₂zv, 6 120 м).

Нижняя часть массивов пород представлена преимущественно терри-генной формацией, чередованием песчаников, аргиллитов, алевролитов, небольших прослоев известняков с пропластками доломитов. Выделенные коллекторы обладают пористостью 9–27 %, прослои песчаников газона-сыщены, что подтверждено скв. 2 Девонской. В интервале 6 570–6 577 м встречен комплекс водорослей, принадлежащих нижней части эйфельского яруса. Вероятнее всего, перспективный пласт-коллектор, представленный песчаниками, приурочен к среднедевонской положительной структуре, в кровле он ограничен пластом, являющимся локальной покрышкой. Это плотные глинистые отложения предположительно муллинского возраста (D₂zv-ml). Не исключено выклинивание эйфельско-живетских отложений и образование размытой поверхности на границе терригенной и карбонатно-терригенной формации, благоприятной для залежей углеводородов (УВ). Стратиграфическое несогласие должно иметь надежное палеонтологиче-ское подтверждение, в связи с этим необходимо проанализировать литоло-го-фациальный и фаунистический состав пород для определения зон вы-клинивания (D₂ef-zv) отложений, а также зон размытой поверхности, рас-положенных на границе терригенной и карбонатно-терригенной формаций, благоприятной для залежей углеводородов.

Верхняя часть первого ЛТК представлена переходной карбонатно-терригенной формацией – это чередование известняков, доломитов и аргил-литов. Подобная ритмичность свидетельствует о нестабильном осадконако-плении и частой смене инженерно-геологических условий. По данным ГИС и бурения, массив горных пород сложен преимущественно карбонатами, характеризующимися трещинно-кавернозными и кавернозными коллекто-рами, коэффициент пористости 0,4–0,8. Четко выделенных региональных покрышек не выявлено, вероятнее всего, – это глинистые отложения внутри ЛТК, предположительно муллинского возраста (D₂zv-ml) или уплотненные зоны в карбонатных отложениях. Такое двухъярусное строение характерно для субгоризонтальнослоистой модели. Толщина первого ЛТК Астрахан-ского свода колеблется от 1 000 м до полного выклинивания.

Скв. 2 Девонской вскрыта кровля первого ЛТК на глубине 5 979 м. В северной части этого же локального поднятия скв. Табаковская 1 вскры-ла комплекс пород первого ЛТК на отметке –5 840 м, что на 139 м выше, чем в скв. 2 Девонской. В переходной терригенно-карбонатной зоне встре-чаются карбонатные коллекторы трещинного типа с пористостью 7–9 %.

На значительной территории Правобережной части свода, охваты-вающей Светлошаринский, Долгожданный, Воложковский и частично

221

Правобережный участки, отражающий горизонт IIП^/ отсутствует, что объ-ясняется выклиниванием толщи живетских и нижнефранских отложений или резким сокращением их толщины.

Второй ЛТК ограничен маркирующими горизонтами IIП^/ (D₃f₁dom) и Б (С₁t). Комплекс отражает структурно-фациальные особенности верхне-франско-фаменских отложений верхнего девона и турнейских отложений нижнего карбона. На территории, где отражающий горизонт Б, по данным сейсморазведки, не прослеживается, верхняя граница комплекса принима-ется условно в подошвенной части визейских отложений. Анализ волновой картины свидетельствует, что породы, слагающие второй ЛТК, представ-ляют практически однородную карбонатную толщу, и лишь на восточном и северо-восточном прибортовых участках свода она характеризуется сложным волновым пакетом, предположительно связанным с наличием рифогенной постройки. Кровля турнейских отложений представлена пач-ками плотных, карбонатных, окремнелых, непроницаемых пород, вполне подходящих для роли внутренних флюидоупоров. К переходной зоне, где характер осадконакопления меняется от терригенно-карбонатной форма-ции к карбонатной, могут быть приурочены скопления УВ. Толщина вто-рого ЛТК колеблется от 1 000 до 1 100 м, о чем свидетельствуют инженер-но-геологические условия скв. 2 Девонской. К верхнефранско-фаменским отложениям приурочены скопления УВ, что подтверждается фактически-ми данными пробуренных скважин.

Третий ЛТК расположен между отражающими горизонтами Б (C₁t) и IП (C₂b) и характеризует визейско-серпуховско-башкирские отложения. Карбонатная формация представлена переслаиванием карбонатно-глинистых, кремнисто-глинисто-карбонатных и глинистых отложений. Толщина ЛТК равномерно увеличивается в сторону погружения от 850 м, что подтверждено скв. 2 Девонской, до 1 000 м в правобережной части сво-да. На склонах (крыльях) толщина ЛТК резко уменьшается до 200–400 м, что прослеживается клиноформным схождением горизонтов Б и IП. В пра-вобережной части Астраханского свода толщина данного комплекса со-ставляет 1 070 м. В районе скважин Правобережной 1 и Володарской 2 от-мечается повышенная глинистость массивов горных пород, что свидетель-ствует о погружении нижележащих слоев на северо-западной окраине сво-да. По волновому полю третий ЛТК характеризуется как спокойный лито-логический объект карбонатного массива, в отличие от усложненной вол-новой картины в правобережной части свода.

На структурных построениях в правобережье по визейским отложени-ям отмечены однородные куполовидные поднятия, которые приравнива-ются к рифогенным постройкам, являющимся единым массивным резер-вуаром, что свидетельствует о рифогенной литогенетической модели. Пе-риферийная часть одной из таких построек вскрыта скважинами на Нико-лаевской площади.

222

Литотехнические модели палеозойского массива горных пород Аст-раханского подразделяются на наиболее изученные четыре равноценных и самостоятельных литотехнических типа: субгоризонтально-слоистый, кар-бонатный массивный, рифогенный и тектоно-динамический.

Общепринятая субгоризонтально-слоистая литотехническая модель, по аналогии с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией, волгоградским Поволжьем и Оренбургским сводом, основывается на двухъярусном строе-нии. В связи с различными литолого-фациальными особенностями, условия-ми геологического развития и глубиной залегания массивов горных пород выделяются верхний и нижний ярусы. Верхний ярус сложен преимуществен-но карбонатными отложениями верхнего девона и карбона, нижний – терри-генно-карбонатными и преимущественно терригенными разностями.

Инженерно-геологическая обстановка нижнего литотехнического яру-са характеризуется сменой фаций, их литоритмичность (переслаивание) прослеживается в массиве горных пород. В основном массивы горных по-род этого литояруса сложены терригенными образованиями с подчинен-ными прослоями карбонатных и терригенно-карбонатных образований. Присутствие прослоев карбонатных пород свидетельствует о инженерно-геологических условиях формирования пород в условиях верхней половины шельфа. Цикличность строения яруса очевидно связана с эвстатикой, регрес-сия моря способствовала интенсивности геологического процесса эрозии.

Вышезалегающий литотехнический ярус представлен в основном кар-бонатными отложениями в возрастном диапазоне от верхнефранского (D₃f₂) до среднекаменноугольного (C₂b) времени.

В качестве маркирующего литотехнического объекта выделяется пласт, сложенный песчаниками пашийского горизонта (D₃f₁ps), в котором сосредоточены промышленные запасы нефти в Волго-Уральской НГП. По-крышкой для него служат вышезалегающие глинистые отложения кынов-ского горизонта.

Карбонатная массивная и рифогенная литотехнические модели явля-

ются альтернативой для решения задач, возникших на этапе геолого-разведочных работ в отложениях девона и нижнего карбона. Следуя логике предложенной модели, весь массив горных пород девона и карбона является единым массивным резервуаром высотой до 3 000 м. Карбонатный резервуар является огромной рифогенной постройкой, при прохождении волны через риф сейсмические границы становятся «прозрачными» и отражающие гори-зонты Б и IIП^/ не прослеживаются. Вершинная часть рифогенного массива располагается в правобережной части Астраханского свода.

Подобные постройки были обнаружены в результате проведения гео-физических исследований правобережной части Астраханского свода и скв. Правобережной 1 (табл. 14).

223

Литотехническая модель массивов горных пород Астраханского и Оренбургского сводов Прикаспийской впа

Возраст

Астраханский свод

Соль-Ил

пород

Кровля,

Мощ-

Литология

Кровля,

Мощ-

м

ность, м

м

ность, м

C₂b

3 932

216

Известняк, участками доломитизирован-

2 760

80

Смена

ный

генные

C₁s

4 148

90

Известняк, участками доломитизирован-

2 840

85

Доломи

ный, окремневший

C₁v-ok

4 238

312

Карбонатные, глинисто-кремнистые, ар-

2 925

250

Окремн

гиллиты

C₁v-tl-bb

4 550

250

Карбонатно-глинистые, глинистые, из-

3 175

300

Песчан

вестняк

дящие

C₁t

4 800

245

Известняк биоморфно-детритовый

3 475

200

Известн

D₃fm

5 045

533

Известняк с переслаиванием аргиллита,

3 675

525

Доломи

доломит известковисто-глинистый

гиллито

D₃f₂

5 578

401

Доломит, известняк, песчаник

4 025

350

Доломи

D₃f₁dom

5 979

83

Известняк с прослоями глинистого мате-

4 375

100–120

Карбон

риала, песчаник

битуми

D₃f₁sr

6 062

28

Карбонатные и глинисто-карбонатные

4 475

30–100

Карбон

D₃f₁kn

6 090

18

Карбонатные и глинистые

4 525

15–50

Карбон

D₃f₁ps

6 108

12

Крабонатно-терригенные

4 575

9–23

Пересл

мергеле

D₂zv-ml

6 120

75

Известняк, известняк глинистый, песчаник,

4 665

32–90

Доломи

аргиллит

D₂zv-ar

6 195

140

Глинистые, карбонатно-глинистые

4 755

95–150

Известн

D₂zv-vb

6 335

235

Аргиллит, песчаник, известняк

4 990

158–200

Терриг

D₂ef

6 570

165

Известняк, аргиллит

5 197

152

Известн

D₁e

6 735

268

Песчаник, переходящий в конгломерат,

5 349

350

Известн

аргиллит

224

Тектонодинамическая литотехническая модель дифференцирует девон-

ско-каменноугольный массив горных пород на зоны уплотнения и разуплот-нения. Инженерно-геологические условия карбонатонакопления и развития биогермных построек в массивах горных пород предопределялись тектоно-динамическими процессами: сжатиями, растяжениями, вертикальными под-нятиями и опусканиями, поэтому в массиве резервуара прослеживается не-равномерное распределение пористых и проницаемых зон. Зоны сжатия ха-рактеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) кол-лекторов. Физико-механические свойства горных пород тектонодинамиче-ских зон (блоков) разуплотнения являются благоприятными для скопления УВ, в особенности в купольных частях природных резервуаров.

В настоящее время в пределах исследуемой территории, по результа-там геолого-разведочных работ выявлено множество инженерно-геоло-гических локальных литологоструктурных объектов тектонического проис-хождения. Выявлены благоприятные локальные зоны деструкции на Право-бережной и Георгиевской площадях, способные аккумулировать и сохра-нять залежи УВ. Подобные зоны разуплотнения характерны для карбонат-ных массивов пород, обладающих открытой повышенной трещиноватостью, которая была встречена на Правобережной площади. Это объясняется тем, что зоны деструкции карбонатных резервуаров заполняются высоконапор-ными газонасыщенными флюидами, агрессивными по отношению к карбо-натным породам, что способствует развитию вторичнопоровых коллекто-ров. Инженерно-геологические условия формирования кавернозных извест-няков наблюдаются в верхнем девоне скважин Правобережной 1 (интервал

5 600–6 030 м), Володарской 2 (5 820–5 970 м), Девонской 2 (5 570–5 700 м), Девонской 3 (5 470–5 700 м), Табаковской 1 (5 595–5 840 м).

Фактические данные бурения по скв. Девонским 2 и 3, позволившие раз-делить палеозойский массив горных пород на два литотехнических яруса (тер-ригенный и карбонатный), свидетельствуют о том, что для построения инже-нерно-геологической модели Астраханского ГКМ основной будет являться субгоризонтально-слоистая модель, получившая наибольшее признание. В ле-вобережной части Астраханского свода, приуроченной к антиклинальным гео-логическим структурам массивного карбонатного типа, в разрезах Девонских скв. 2 и 3, Табаковской 1 по результатам РК, ГК и НГК, отбиваются марки-рующие горизонты, которые четко прослеживаются по площади, что также свидетельствует о проявлении субгоризонтальнослоистой модели.

На правобережной части Астраханского свода скважиной Правобереж-ной 1 вскрыты только верхнедевонские отложения, поэтому к инженерно-геологическим условиям залегания карбонатного массива здесь применима тектонодинамическая литотехническая модель. Палеозойский массив горных пород вышеупомянутой модели характеризуется улучшенными коллектор-скими свойствами, повышенной трещиноватостью, присутствием каверн и зон разуплотнения. Скопления УВ следует ожидать в кровле резервуара зон разуплотнения или под глинисто-кремнисто-карбонатными отложениями, являющимися локальными внутренними покрышками (табл. 15).

225

Эратема

Система

Отдел

2

С

Средний, С

Каменноугольная,

1

Нижний, С

PZ

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ,

3

D

Верхний, D

Девонская,

2

D

Средний,

1

Нижний, D

Таблица 15

Сводный литолого-стратиграфический разрез подсолевых отложений Астраханского свода

,

Ярус

Горизонт

Глубина,м

Мощностьм

Краткое описание пород

4 200

Известняк, участками до-

ломитизированный

Башкирский,

100–250

4 400

С₂в

Серпухов, C₁s

4 600

90–170

Переслаивание известняков

и аргиллитов

Окский

4 800

300–360

Переслаивание известня-

ков с аргиллитами и доло-

Визейский,

C₁ok

митами

Тульбобр

5 000

200–300

Известняк слабоглинистый,

C₁v

C₁tl-bb

доломитизированный

Турней C₁t

5 200

200–300

Кремнисто-глинисто-

карбонатные отложения

Фамен D₃fm

5 400

300–500

Известняки, доломиты, ар-

гиллиты, глинистые из-

вестняки

Известняк доломитизиро-

D₃f₃

5 600

187–400

ванный с прослоями, тер-

ригенные

Франский,

D₃f₁dom

5 800

70–83

Известняки и терригенные

D₃f

D₃f₁sr

20–28

Терригенно-карбонатные

D₃f₁kn

6 000

18–55

Карбонатные и глинистые

D₃f₁ps

12–50

Карбонатно-терригенные

Муллин

6 200

75

Известняки, аргиллиты,

D₂zv-ml

песчаники кварцевые

Живетский,

Ардатов

6 400

140

Чередование глинистых

прослоек, известняков и

D₂zv

D₂zv-ar

песчаников

Воробь

6 600

230

Песчаник, аргиллит слабо-

D₂zv-vb

карбонатный, битумный

Эйфель, D₂ef

6 800

165

Переслаивание аргиллитов

и алевролитов, известняков

Аргиллиты, с прослоями

известняков и песчаников

Емский, D₁e

7 000

268

226

В случае существования маломощной недостаточно непроницаемой зо-нальной покрышки правобережной части Астраханского свода легкие фрак-ции УВ мигрируют в вышележащие горизонты. Высокоемкие коллекторы в скв. Правобережной 1 обладают пористостью до 18 %, нефтенасыщенностью – до 90 %, в процессе испытания из них был получен приток чистого газа. Ос-новным региональным флюидоупором являются кунгурские соленосные от-ложения (P₁k-ir), благоприятные для формирования и сохранения залежей.

Таким образом, важнейшим условием построения объемной инженерно-геологической литотехнической модели Астраханского свода стали достовер-ные фактические данные бурения и геофизические исследования, подтвер-ждающие инженерно-геологическую обстановку массивов горных пород.

Породы-коллекторы как литотехнические объекты необходимо рас-сматривать как единые гидродинамические системы, обладающие едины-ми инженерно-геологическими свойствами – литологическим составом, индивидуальными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и пет-рофизическими параметрами.

Для карбонатных литотехнических объектов в массиве пород Астра-ханского свода, имеющих низкие ФЕС, применима петрофизическая лито-техническая модель. Такая модель характеризуется системой соотношений физических параметров коллекторов ФЕС, учитывающих литолого-структурные особенности карбонатных пород и характер насыщения пус-тотного пространства. С точки зрения литотехнического объекта, петрофи-зическая модель используется в качестве основы для интерпретации гео-физических материалов при выделении коллекторов и оценки их парамет-ров, а также обоснования качества коллекторов и их параметров, необхо-димых для подсчета запасов (эффективных нефтегазоносных толщин, об-щей пористости и ее структурных составляющих, коэффициента нефтега-зонасыщенности, положения межфлюидных контактов и др.).

Основные перспективы литотехнических объектов девонского возрас-та следует приурочить к терригенным и терригенно-карбонатным коллек-торам среднего девона, карбонатным коллекторам верхнефранско-фаменских и визейско-серпуховских отложений. Непроницаемыми флюи-доупорными покрышками являются глинистые толщи внутри массива гор-ных пород, либо очень плотные известняки и доломиты, как это отмеча-лось в скв. Володарской 2.

Для терригенных литотехнических объектов – коллекторов характер-ны сообщающиеся пустоты и трещины, через которые происходит фильт-рация флюида. Форма, размеры, отсортированность зерен и тип цементи-рующего вещества влияют на пористость и проницаемость. В случае не-больших изменений процентного соотношения песчаных и глинистых фракций происходит существенное изменение ФЕС.

227

Инженерно-геологические свойства терригенных коллекторов подсо-левого массива пород Астраханского свода возможно охарактеризовать тремя типами сообщающихся пустот:

поровые пустоты и поровые пережимы межзернового пространства;

полосовидные участки трещиноватости (маломощные слабоглини-стые высокопроницаемые пропластки);

фильтрационные «тоннели», обладающие аномально высокими значениями.

Продуктивность коллекторов девонско-каменноугольного возраста При-каспийской нефтегазоносной провинции (НГП) подтверждена на Тенгизском, Королевском Оренбургском и Карачаганакском месторождениях-гигантах.

Литотехнические комплексы подсолевого массива контролируются ре-гиональными сульфатно-галогенными покрышками, однако одновременно в разрезе существует ряд внутренних локальных покрышек, которые, в свою очередь, являются локальными флюидоупорами и литологически представ-лены глинисто-аргиллитовыми и плотнокарбонатными разностями.

Как известно, параметрическая скв. 2 Девонская пробурена до глуби-ны 7 003 м в присводовой части Астраханского поднятия. На сегодняшний день это единственная скважина в районе исследуемых работ, вскрывшая эмсский ярус (D₁e), толщина отложений которого составляет 230 м. Лито-логически комплекс пород представлен терригенными разностями, в ос-новном, песчаниками пористостью до 15 %.

Литотехнический объект эйфельского возраста (D₂ef) вскрыт на глу-

бине 6 580 м, толщина его отложений 150 м. Массив представлен терриген-ными породами с прослоями терригенно-карбонатных разностей в интерва-ле 6 677–6 692 м. Пористость пород составляет 27 %, нефтегазонасыщен-ность 86 %. Верхняя часть яруса представлена карбонатными отложениями. Пористость по данным ГИС достигает 20 %, нефтегазоносность – 67–80 %.

табл. 16 приведены инженерно-геологические особенности пород-коллекторов и покрышек Астраханского свода.

Литотехнический объект живетского возраста (D₂zv) вскрыт скв. Де-

вонскими 2 и 3. Этот объект приурочен к терригенным пластам воробьевско-го и ардатовского возрастов.

Карбонатные коллекторы сложены плотными известняками с про-слоями аргиллитов, трещиноватыми, возможно гранулированными с тон-кими прослоями песчаника, имеющего хорошие ФЕС свойства, с пористо-стью до 27 %, нефтегазонасыщенность его составляет 79 %, сопротивление по БК – до 16–20 Ом × м. В подобных отложениях в скв. Табаковской 1 из интервала 6 070–6 044 м получена пластовая вода и газ со слабым горени-ем. Характеристика коллекторов приведена в табл. 17.

228

Инженерно-геологические особенности пород-коллектор и пород-покрышек Астраханского свода

Комплекс пород

Интервал, м

Литологический состав породы

Тип коллектора

Купольная часть свода

скв. Девонская 2

Башкирский

3 932–4 148 (С₂в)

Известняк, доломит

Трещинный,

поровый

Визейско-

4 148–4 248 (C₁v-s)

Неоднородный известняк

Трещинный,

серпуховский

поровый

4 800–5 045 (С₁t)

Покрышка

–

известняк крепкий, массивный

Франско-

5 282–5 292 (D₃fm)

Известняк, доломит

Трещинный

турнейский

5 638–5 700 (D₃f₂)

Известняк, аргиллит

Трещинный

5 963–5 978 (D₃f₂)

Известняк, глинистые

Трещинный

6 180–6 459 (D₂zv-ml-?)

Покрышка

–

массивный аргиллит

Эйфельско-

6 461–6 518 (D₂zv)

Песчаник, глинистый песчаник,

Трещинный

живетский

известняк

6 677–6 692 (D₂ef)

Известняк глинистый, песчаник

Трещинный

на карбонатном цементе

скв. Девонская 3

Башкирский

3 940–4 150 (C₂в)

Известняки трещиноватые,

Трещинный,

участками битуминизированные

поровый

Визейско-

4 540–4 552 (C₁v)

Известняк трещиноватый

Трещинно-

поровый

серпуховский

4 610–4 630 (C₁v)

Известняк с прослоями аргиллита

Трещинный

и доломита

229

4 800–4 981 (C₁t)

Покрышка

–

известняк плотный

Франско-

5 268–5 273 (D₃fm)

Известняк с незначительной

Трещинный

доломитизацией

турнейский

5 463–5 465 (D₃fm)

Известняк с незначительной

Трещинный

доломитизацией

5 708–5 710 (D₃f)

Доломит

Трещинный

Эйфельско-

6 103–6 290 (D₂zv-ml-?)

Покрышка

–

массивный аргиллит

живетский

6 114–6 130 (D₂zv)

Аргиллит, известняк массивный

Трещинный

Восточная часть свода

скв. Табаковская 1

4 104–4 214 (C₁s)

Известняк

Трещиноватый,

Визейско-

поровый

серпуховский

4 325–4 360 (C₁v)

Карбонатные породы

Трещиноватый,

поровый

Франско-

4 755–5 030 (C₁t)

Покрышка

–

известняк плотный

турнейский

5 560–5 685 (D₃f)

Доломиты с прослоями аргиллитов

Трещинный

Эйфельско-

6 040–6 070 (D₂zv)

Терригенно-карбонатные

Трещинный,

живетский

поровый

Западная часть свода

скв. Правобережная 1

Башкирский

4 215–4 310 (C₂в)

Известняк массивный, трещиноватый

Трещиноватый

Визейско-

4 495–4 598 (C₁v)

Массивный известняк

Трещинно-

серпуховский

поровый

5 473–5 489 (C₁t)

Крепкий массивный известняк

Трещинный

Кавернозные и трещинные известняки

Трещинный,

Франско-

5 458–5 608 (D₃fm)

трещинно-

и доломиты

турнейский

поровый

Трещинный,

6 030–6 320 (D₃f₂)

Известняк доломитизированный

трещинно-

поровый

230

Таблица 17

Литотехническая характеристика коллекторов

Возраст

Интервал

Общая

Эффектив-

Краткое описание породы

пород

залегания,

толщина,

ная порис-

м

м

тость, %

скв. 1 Правобережная

C₂в

4 215–4 422

207

6–11

Известняк от светло до темно-серого, биоморфно-

детритовый, трещиноватый

C₁s

4 479–4 598

119

до 6

Известняк светло-серый, плотный

C₁v

4 598–5 290

722

6–18

Известняк участками битуминозный,

с прослоями аргиллитов

C₁t

5 290–5 485

195

6–14

Известняк плотный глинистый

D₃fm+f

5 485–6 642

1157

5–9

Известняк трещиноватый, доломит известковистый

скв. 2 Девонская

C₂в

3 932–4 148

216

6–15

Известняк органогенно-обломочный,

трещиноватый

C₁s

4 148–4 238

90

1–5,8

Известняк от светло-серого до темного,

крепкий, плотный, массивный

C₁s

4 238–4 800

562

6–9

Известняк битуминизированный, доломит

известковистый

C₁t

4 800–5 045

245

Коллектор

Известняк темно-серый, плотный, крепкий,

отсутствует

массивный

D₃fm+f

5 045–6 120

1075

3–9

Известняк слабодоломитизированный, песчаник,

конгломерат

D₂zv

6 120–7 003

883

9–22

Песчаник кварцевый на карбонатном и глинистом

цементе с прослоями аргиллитов. Известняк

до 27

плотный, трещиноватый

скв. 3 Девонская

C₂в

3 940–4 150

210

6–11

Известняк светло-серый, биоморфно-детритовый,

трещиноватый, участками битуминозный

C₁s

4 157–4 265

108

3–6

Известняк светло-серый до темного, плотный,

трещиноватый

C₁v

4 265–4 778

513

10

Известняк светло-серый до темного, участками

доломитизированный

C₁t

4 778–5 021

243

Коллектор

Известняк плотный, глинистый и доломит

отсутствует

с прослоями аргиллитов

D₃fm+f

5 021–6 103

1082

3–12

Известняк слабодоломитизированный, доломит

известковистый

D₂zv

6 103–6 290

188

3–5

Известняк плотный, слаботрещиноватый

с прослоями аргиллитов

скв. 1 Табаковская

C₁s

4 104–4 214

110

3–9

Известняк светлый до темного, крепкий,

массивный, трещиноватый

C₁v

4 214–4 755

541

5–10

Известняк светло-серый, скрытокристаллический

с прослоями аргиллитов

C₁t

4 755–5 033

278

Коллектор

Известняк плотный, крепкий, глинистый.

отсутствует

Доломиты с переслаиванием аргиллитов

D₃fm+f

5 033–6 018

1015

3–12

Известняк трещиноватый кавернозный, доломит

плотный известковистый

По керновому материалу массив пород скв. 2 Девонской представлен карбонатными и терригенными отложениями. Кровля среднего девона за-легает на глубине 6 100 м толщиной 480–150 м. Терригенные отложения представлены песчаником на карбонатном и глинистом цементе с про-слоями аргиллитов, пористостью 9–22 %. Литотехнический объект в ин-

231

тервале 6 459–6 522 м относится к высокоперспективным вследствие того, что в процессе бурения прослоев песчаника с глубины 6 518 м было зафик-сировано газопроявление.

Вышезалегающие породы муллинского и пашийского горизонтов представлены однородной толщей плотных массивных аргиллитов с под-чиненными пропластками глинистых известняков, исполняющих роль флюидоупора эйфельско-живетского литотехнического комплекса. Тол-щина покрышки составляет 187–280 м. На юго-западном склоне просле-живается плавное погружение горизонта до отметки –6 800 м. К северу от-мечается резкое погружение кровли флюидоупора до отметки –7 600 м. По видимому, происходит выклинивание горизонта к нижележащему. Рас-сматриваемый литотехнический объект представляет собой крупную анти-клинальную структуру с мощной региональной покрышкой.

Литотехнический объект франского возраста (D₃f) представлен плотными, кавернозными, трещиноватыми известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Карбонатные разности пород прослеживаются по всему массиву горных пород Астраханского свода.

Кровля литотехнического объекта в правобережной части свода нахо-дится на отметке –6 030 м. В инженерно-геологическом отношении объект представлен доломитизированными известняками с хорошими коллектор-скими свойствами. Коллектор трещинного и трещинно-порового типа, по-ристостью до 9 %, нефтегазонасыщенностью 65–76 %. В процессе бурения в интервале 6 300–6 320 м имело место газопроявление и поглощение бу-рового раствора до 2 м³ за 16 часов.

скв. Табаковской 1 выделяются породы этого возраста в интервале 5 560–5 685 м пористостью до 12 % и нефтенасыщенностью 65–76 %.

Литотехнический объект фаменского возраста верхнего девона (D₃fm)

представлен плотными кавернозными и трещиноватыми известняками и до-ломитами. В куполе свода по результатам бурения скв. Девонских 2 и 3 вы-делены маломощные коллекторы на глубине 5 282–5 292 и 5 463–5 465 м, со-ответственно, коллектора трещинно-порового типа с пористостью 5,8–12 %, сопротивление БК – до 80–100 Ом × м.

правобережной части свода в интервале 5 458–5 608 м в процессе бурения наблюдалось поглощение бурового раствора в объеме 28 м³ / 3 ч, при опробовании был получен приток газа дебитом 142 тыс. м³. В разуп-лотненных известняках выделено несколько литотехнических интервалов коллекторов с пористостью 5–9 % и нефтегазонасыщенностью 70–80 %.

Литотехнический объект турнейского возраста нижнего карбона

(C₁t) в левобережной части Астраханского свода выполнен плотными, крепкими, массивными известняками, иногда глинистыми, и доломитами с прослоями аргиллитов. Толщина турнейских отложений от 200 до 300 м.

скважинах Девонских, Табаковской 1, Володарской 2 породы этого воз-раста не являются коллекторами. Зоны уплотнения в массивных карбонат-ных отложениях свидетельствуют о наличии флюидоупоров внутри тела

232

резервуара. В скв. Правобережной 1 выделяются пласты-коллекторы с по-ристостью в пределах 5–14 % и нефтегазонасыщенностью до 70 %.

Литотехнический объект визейского возраста нижнего карбона

(C₁v) представлен карбонатно-глинистыми мергелеподобными породами, толщиной до 600 м. Пористость коллектора в СКВ. Табаковской 1 (интер-вал 4 325–4 360 м) составляет 5–10 %, нефтегазонасыщенность – 60–90 %. Коллекторские свойства этих пород правобережной части свода обладают улучшенными ФЕС, по сравнению с левобережной частью, в керне извест-няка присутствует битум. В скв. Правобережной 1 литотехнический объект в интервале 4 495–4 598 м представлен массивными известняками, являю-щимися трещинно-поровыми коллекторами, ФЕС характеризуются высо-кой пористостью до 18 % и нефтегазонасыщенностью до 90 %. В интерва-ле наблюдалось неоднократное поглощение бурового раствора. В процессе испытания был получен приток чистого газа без сероводорода.

Литотехнический объект серпуховского возраста нижнего карбона

(C₁s) в правобережной части Астраханского свода представлен известня-ками плотными, крепкими, массивными. В купольной и восточной частях свода в карбонатном массиве пород преобладают зоны разуплотнения, о чем свидетельствуют инженерно-геологические свойства этих пород в ин-тервале 4 148–4 248 м скв. Девонской 2 и в интервале 4 104–4 212 м скв. Табаковской 1. Коллекторы соответствуют трещинному типу с пористо-стью пород 3–6 % и нефтегазонасыщенность до 60 %.

Литотехнический объект башкирского возраста среднего карбона (С₂в)

левобережной части Астраханского свода в пределах АГКМ залегает на глубине 3 932–4 148 м (скв. 2 Д), в правобережной части свода на глубине 4 215–4 422 м. Литологически он представлен известняками серыми, буро-вато-серыми, органогенно-обломочными, мелкокристаллическими, сред-ней и слабой крепости, трещиноватыми. Пористость коллекторов 6–15 %, нефтегазоносность – 60–75 %. Кровля переходной зоны прослеживается до глубины 4 034 м (абсолютная отметка –4 040 м), газоводяной контакт (ГВК) на глубине 4 071 м.

Продуктивная толща Астраханского газоконденсатного месторожде-ния характеризуется относительно низкими коллекторскими свойствами. Проницаемость башкирского горизонта колеблется в больших пределах – от 0,42 × 10^-15 до 8,18 × 10^-15 м², средняя температура 110 °С, аномально высокое пластовое давление (АВПД) в массиве башкирских горных пород достигает 62 МПа.

Башкирский ярус представлен в объеме палеонтологически обосно-ванных краснополянского, северокельтменского, прикамского и мелекес-ского горизонтов. Проведение границ между горизонтами затруднено из-за отсутствия четко выраженных реперов. В целом разрез сложен преимуще-ственно мелкокристаллическими известняками от буровато-серого до тем-но-коричневого цвета, плотными, крепкими, рассеченными тонкими про-жилками вторичного кальцита, с гнездами крупнокристаллического каль-

233

цита. Состоят из кораллов, крупных члеников криноидей, трубчатых водо-рослей с примесью крупнообломочного псевдооолитового материала.

Краснополянский горизонт развит в центральной части залежи. По данным промыслово-геофизических исследований, средневзвешенное зна-чение пористости пород-коллекторов здесь составляет 8,4–9,6 %.

Северо-кельтменский и прикамский горизонты пользуются повсеме-стным распространением. Средневзвешенная величина пористости пород-коллекторов этих горизонтов колеблется в пределах 9,2–12,3 и 8,3–12,6 %.

Мелекесский горизонт прослеживается неповсеместно. Отсутствует он в районе скв. 8, где продуктивные отложения залегают на более высоких гипсо-метрических отметках. В процессе разведки месторождения отсутствие гори-зонта отмечается и на других гипсометрически повышенных участках. Вели-чины пористости пород горизонта в большинстве скважин превышают 10 %, проницаемость весьма низкая – 1 × 10^-14 м² при средней менее 1 × 10^-15 м².

Средняя толщина характеризуемых среднекаменноугольных отложе-ний составляет 250 м, из которых на долю коллекторов приходится 30 %. В подошве известняков залегает пласт глин мощностью 5–7 м.

Нижнепермские докунгурские отложения представлены сакмарским и артинским ярусами, которые рассматриваются совместно из-за отсутствия фаунистически обоснованных данных для их разделения.

Сакмарско-артинские породы залегают повсеместно на размытой по-верхности башкирских известняков. Они венчают подсолевой комплекс. Представлены преимущественно аргиллитами, радиоляритами с подчи-ненным значением известняков и доломитов в верхней части разреза.

Аргиллиты черные известковистые, участками неизвестковистые, про-слоями сильно битуминозные. Встречаются округлые остатки кремниевого скелета радиолярий. Иногда порода переходит в кремнисто-глинистый биту-минозный сланец.

Радиоляриты кремнистые темно-серые, черные, слоистые, послойно битуминозные, сильно пиритизированы. Порода в основном представлена скрытокристаллической кремнистой массой, в которую включены остатки радиолярий.

Известняки черные тонкокристаллические слабоглинистые, обогащены битуминозным веществом и сложены преимущественно пелитоморфным и микрокристаллическим карбонатом кальция с остатками радиолярий.

Доломиты черные глинистые тонкослоистые, обогащены битуминозным и пиритовым материалом. Результаты исследования керна и материалы про-мысловой геофизики указывают на низкие емкостно-фильтрационные свойст-ва сакмарско-артинских отложений. Однако за пределами Астраханского ме-сторождения на отдельных участках встречаются прослои с удовлетворитель-ными коллекторами (скв. 1 Пионерская). Толщина отложений колеблется в пределах 70–123 м (скв. 5 Астраханская и скв. 1 Аксарайская, соответственно).

Соленосный комплекс представлен породами кунгурского яруса. Слага-ет самую распространенную в Прикаспийской синеклизе галогенную фор-

234

мацию. В подошвенной части формации широким распространением поль-зуется гипсово-доломитовая субформация. В стратиграфическом отноше-нии она объединяет филипповский горизонт кунгурского яруса и сложена ангидритами, доломитами, известняками, мергелями, глинами. Указанный комплекс пород, как полагает Л.Б. Рухин (1969 г.), характерен для данной субформации. Выше по разрезу следует галогенная формация. Анализ имеющегося фактического материала позволяет отнести эту формацию к такому типу, когда галогенные образования залегают на лагунных и пере-крываются красноцветными. Для Астраханского свода характерен сульфат-но-галогенный тип формации. Здесь четко фиксируется двухчленное деле-ние разреза. Нижняя часть разреза представлена переслаиванием сульфат-ных и галогенных пород с прослоями и линзами аргиллитов, алевролитов и песчаников, с которыми бывают связаны рапопроявления, осложняющие проводку разведочных и эксплуатационных скважин. Количество сульфат-ных и терригенных пачек колеблется от 3 до 5 и более, толщина их состав-ляет 30–110 м. Толщина галогенных пачек увеличивается в левобережной части месторождения. Верхняя часть разреза повсеместно сложена галитом с прослоями ангидритов. Характерной особенностью галогенной формации является резкое изменение толщины пород по площади. Это обусловлено проявлением соляной тектоники. Минимальные значения этой величины характерны для межкупольных мульд. В некоторых из них происходит пол-ное отжатие соли (скважины 1 Воложковская, 2 Долгожданная, 2 Светло-шаринская). Максимальная толщина кунгурских отложений наблюдается в сводовых частях соляных куполов, где она в отдельных случаях превышает 3,5 км. Разрез формации заканчивается 35–60-метровой пачкой сульфатно-карбонатных пород.

Надсолевой комплекс включает отложения от верхнепермских до со-временных включительно. Стратиграфическая полнота разреза зависит от структурных особенностей гипсометрической поверхности кунгурского яруса. Естественно, наиболее полный разрез пород отмечается в глубоко-погруженных межкупольных мульдах. В сводовых частях высокозалегаю-щих прорванных соляных куполов надсолевой осадочный чехол почти полностью отсутствует. Здесь плиоценчетвертичные отложения непосред-ственно залегают на породах кунгурского яруса.

Верхнепермские отложения на большей части территории сложены преимущественно глинами пестрой окраски с отдельными прослоями пес-чаников и алевролитов, часто выклинивающихся и фациально замещаю-щихся глинами. Иногда в разрезе отмечаются более крупнозернистые раз-ности пород. Почти полное отсутствие фауны, пестроцветная окраска об-разований свидетельствуют о континентальных условиях седиментации. Коллекторские свойства пород неудовлетворительные. Однако на отдель-ных участках за пределами Астраханского ГКМ отмечается улучшение коллекторских свойств, о чем свидетельствуют притоки газа из верхней перми на Заволжской и Бугринской площадях.

235

Триасовые отложения прослеживаются в межкупольных зонах в левобе-режной части Астраханского месторождения и на территории Волго-Ахтубинской поймы. Представлены они тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнего отдела выделяются ветлужская и баскунчакская серии пород. Отложения ветлужской серии представлены переслаивающи-мися красноцветными песчаниками, алевролитами и глинами. Литологиче-ские особенности пород дают основание полагать, что их накопление проис-ходило в континентальных условиях. Залегают они на размытой поверхности верхнепермских образований или непосредственно на соленосном комплексе кунгурского яруса. Как правило, ветлужские отложения перекрываются по-родами баскунчакской серии, представленными в основании разреза пачкой глин тананыкской свиты толщиной 20–40 м. В разрезе баскунчакской серии преобладают глины. На некоторых участках на глинах тананыкской свиты залегает карбонатно-терригенная пачка-репер нижний известняк.

Средний и верхний отделы триаса большей частью рассматриваются совместно. Сложены преимущественно глинистыми разностями пород. Часто в основании разреза отмечается карбонатно-глинистая пачка, яв-

ляющаяся репером верхний известняк.

Толщина триасовых отложений находится в прямой зависимости от интенсивности проявления соляной тектоники. Наибольшее значение этой величины (2 356 м) зафиксировано в скв. 11, минимальное (70 м) – в скв. 8.

Триасовые отложения совместно с верхнепермскими образованиями слагают единую красноцветную формацию, являющуюся самой домини-рующей и по времени формирования, и по мощности отложений. Наличие в разрезе формации пород, окрашенных в зеленые, зеленовато-серые и почти белые тона, как отмечает Л.Б. Рухин (1969 г.), вполне допустимо для красноцветных формаций.

Юрские отложения распространены почти повсеместно. Исключение составляют высокопрорванные соляные купола, где на породах кунгурско-го яруса залегают более молодые образования. Представлены песчано-глинистыми породами байосского яруса и терригенно-карбонатными обра-зованиями верхней юры в составе келловейского и оксфордского ярусов. Наибольшая полнота разреза характерна для левобережной части Астра-ханского месторождения.

Меловые отложения представлены терригенным комплексом пород ниж-него и преимущественно карбонатными образованиями верхнего отделов.

Наибольшие значения толщины отложений характерны для межкуполь-ных мульд. Максимум их (2 736 м) зафиксирован в скв. 1 Астраханской.

Палеогеновые образования имеют очень ограниченное распростране-ние. Это объясняется интенсивным проявлением денудационных процес-сов в среднемиоценово-среднеплиоценовый континентальный период. Сложены терригенным комплексом пород. Толщина их варьирует в широ-ких пределах, достигая своего максимума (1 200–1 300 м) в отдельных межкупольных зонах (скв. 26, 55).

236

Неогеновые отложения в объеме акчагыльского и апшеронского ярусов и четвертичные образования в объеме бакинских, хазарских, хвалынских, ново-каспийских и современных пользуются повсеместным развитием и представ-ляют собой чередование глинистых и песчаных пачек. Суммарная толщина их колеблется от 376 (скв. 1 Аксарайская) до 675 м (скв. 4 Аксарайская).

Гидрогеологическая модель Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ)

Прикаспийский нефтегазоносный водонапорный бассейн в тектониче-ском плане приурочен к одноименной впадине, площадь которой превы-шает 500 тыс. км². Впадина является областью максимальных погружений Восточно-Европейской платформы на юго-восточной ее оконечности. Мощность осадочного выполнения составляет 20 км и включает карбонат-ные, терригенные и сульфатно-галогенные формации. Фундамент впадины имеет гетерогенное строение и разбит разломами на блоки. В бортовых частях впадины фундамент залегает на глубине 3–6 км. От бортов поверх-ность фундамента уступами погружается к центру. На восточном и южном бортах синеклизы выявлена полоса относительно приподнятого залегания фундамента до 6–7,5 км.

Характерной чертой строения впадины является мощная толща суль-фатно-галогенных отложений кунгурского яруса нижней перми мощно-стью от 0 до 3,5 км. Эта толща разделяет разрез на два гидрогеологических этажа: надсолевой и подсолевой, которые, в свою очередь, состоят из не-скольких водоносных и водоупорных комплексов.

Гидрогеологическая стратификация разреза осадочного чехла бассей-на с выделением этажей, комплексов и их краткой гидрохимической, газо-химической и термобарической характеристикой отражена на рис. 25, 27.

Крупнейшие газоконденсатные и нефтяные месторождения бассейна приурочены к подсолевым отложениям его окраинных частей. В централь-ных частях впадины подсолевых отложений залегают на глубине 8–9 км.

АГКМ приурочено к Астраханскому своду, расположенному в юго-западной внутренней прибортовой части впадины. Характерная черта гид-родинамической обстановки – широкое распространение аномально высо-кого пластового давления (АВПД) в подсолевых отложениях южных час-тей бассейна.

Как изложено выше, кровля газопродуктивных отложений на АГКМ представляет собой волнистую («мелкосопочную») поверхность, ослож-ненную локальными поднятиями, впадинами и прогибами различной ам-плитуды. Не менее сложным является строение поверхности газоводяного контакта (ГВК). Перепад отметок ГВК на расстоянии 3 км достигает 40 м.

Важной особенностью строения АГКМ является наличие переходной зоны (зоны непредельного газонасыщения), расположенной между собст-венно газоконденсатной залежью и коллекторами с предельным водона-сыщением. Эта зона является переходной не только по степени газоводо-насыщения, но и по гидрохимической характеристике.

237

Содержание таких активных водорастворенных компонентов свобод-ного газа, как сероводород и углекислый газ, оказывающих влияние на со-став пластовых вод, изменяется как по площади, так и разрезу Астрахан-ской газоконденсатной залежи. Дифференциации состава и минерализации пластовых вод способствуют такие факторы, как изменение температуры на одной и той же глубине от 104 до 118 °С, наличие примесей ангидрита, доломита и других веществ в известняках башкирского яруса.

Гидрогеологическая характеристика надсолевых терригенных, соле-носных сульфатно-галогенных и подсолевых карбонатных отложений от-ражена на опорном гидрогеологическом разрезе АГКМ.

На АГКМ выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой и под-солевой. Надсолевой этаж представлен следующими водоносными комплек-сами: неогеновым, палеогеновым, верхнемеловым, нижнемеловым, юрским и верхнепермско-триасовым. В подсолевом этаже отмечаются нижнепермский докунгурский и каменноугольный водоносные комплексы. Между указан-ными гидрогеологическими этажами выделяется кунгурский промежуточный водоносный комплекс.

Неогеновый комплекс в самой верхней части разреза объединяет нео-геновые и четвертичные отложения в объеме акчагыльского и апшерон-ского горизонтов. Литологофациальный состав их весьма изменчив, что оказывает влияние на состав вод. Минерализация вод изменяется от 0,5 до 33 г/л. Состав вод сульфатно-натриевого и хлормагниевого, реже гидро-карбонатно-натриевого типов. Частое развитие получает линзообразное залегание вод. Коэффициент Na/Cl, как правило, более 1. Воды этого ком-плекса используются для хозяйственных целей, снабжения населенных пунктов, а также для приготовления буровых растворов.

Палеогеновый комплекс содержит воды в основном хлоридно-натриевого состава с количеством растворенных солей до 39 г/л. Воды ха-рактеризуются высокими значениями коэффициента метаморфизации Na/Cl, который изменяется от 0,8 до 1 и выше.

Верхнемеловой комплекс включает воды, приуроченные к карбонат-ным породам, нередко имеющие локальное распространение. Максималь-ная минерализация вод достигает 120 г/л. Воды повсеместно хлоркальцие-вого типа. Коэффициент метаморфизации Na/Cl верхнемеловых вод изме-няется от 0,71 до 1. По величине хлорбромного коэффициента (250–400) воды относятся к рассолам застойной зоны.

Нижнемеловой комплекс охватывает альбский и аптский водоносные горизонты. В составе вод преобладают хлориды натрия. Минерализация альбских вод равна 120–150 г/л, аптских – 130–240. Удельный вес вод ком-плекса колеблется в пределах 1,05–1,09 г/см³. Дебиты изменяются от 28,8 до 321 м³/сут. Изменение минерализации в сторону увеличения происхо-дит от центра к периферийным частям Астраханского свода. Для вод ха-рактерны малые значения микроэлементов – йода, брома, бора. Высоки значения хлорбромного коэффициента (1 000–1 500). Газонасыщенность вод в пределах Астраханского свода весьма низка (50 см³/л).

238

Юрский комплекс охватывает воды удельным весом 1,11–1,16 г/см³ и содержанием растворенных солей до 160–180 г/л. Метаморфизация вод (Na/Cl) – 0,7–0,8. Воды практически бессульфатные. Значения хлорбромно-го коэффициента достигают высоких значений (1 000–1 500). Характерно не-значительное содержание йода и других микрокомпонентов. Количество бо-ра не превышает 30 мг/л. Притоки вод характеризуются высокими дебитами, особенно на Астраханском своде (до 350 м³/сут). Минерализация вод не пре-вышает 190 г/л. Максимальная газонасыщенность достигает 400 см³/л. Ми-нимальная температура (+40… +50 °С) отмечается на Астраханском своде. Характер соотношения солевых компонентов свидетельствует о формирова-нии вод на гипсово-ангидритовой стадии концентрирования природных рас-солов, происходящего под влиянием выщелачивания солей куполов.

Верхнепермско-триасовый (триасовый) комплекс, нижним водоупо-ром которого является региональный галогенный кунгурский ярус нижней перми, охватывает пестроцветные спорадически водоносные преимущест-венно глинистые отложения верхней перми, а также терригенные отложе-ния нижнего и среднего триаса. Воды комплекса относятся к категории крепких рассолов хлоркальциевого типа. Минерализация их достигает 220–250 г/л и более. Значения Na/Cl изменяются от 0,45 до 0,88, основны-ми компонентами солей являются натрий и хлор. Из микрокомпонентов присутствуют йод (до 10–37 мг/л), бром (350–500), бор (20–140), аммоний (до 100 мг/л). Воды малосульфатные, на продуктивных площадях воды становятся практически бессульфатными. Гидрохимическая характеристи-ка комплекса свидетельствует о его хорошей закрытости и благоприятных условиях для сохранения залежей углеводородов в нем.

Кунгурский промежуточный комплекс содержит воды, приуроченные к прослоям и линзам терригенных пород, залегающих внутри мощной сульфатно-галогенной толщи кунгурского яруса, и представляет собой вы-сокоминерализованные рассолы (рапу). Минерализация достигает 378 г/л. Дебиты рапы на Астраханском ГКМ достигают 29 м³/сут. Удельный вес 1,3–1,8 г/см³, температура +98… +101 °С. Рапопроявления затрудняют проводку скважин.

Нижнепермский докунгурский комплекс в пределах АГКМ представ-лен в основном аргиллитами, из которых притоков вод не отмечалось. Во-ды этого комплекса изучались на сопредельных структурах. Минерализа-ция вод составляет 150–235 г/л. Характеризуются они повышенным со-держанием хлоридов натрия, сульфатов кальция и магния. Тип вод хлор-кальциевый. Дебиты довольно высоки – 1 000 м³/сут. и более. Газонасы-щенность достигает 1 700 см³/л.

Каменноугольный комплекс охватывает воды, подстилающие газокон-денсатную залежь, которые в значительной степени отличаются от вод дру-гих подсолевых комплексов. Притоки весьма незначительные (2,2– 6,4 м³/сут.) получены в скважинах 1, 5, 8, 25, 26, 32. Минерализация вод не превышает 110 г/л. По этому показателю воды АГКМ отличаются от таковых

239

волгоградского Поволжья и Оренбургского ГКМ, где минерализация колеб-лется в пределах 160–250 и 240–280 г/л, соответственно. Большая часть ми-нерализации на АГКМ приходится на ионы хлора. По мере роста минерали-зации содержание последнего увеличивается. Это объясняется высокой ми-грационной способностью хлоридных ионов. По площади месторождения их содержание изменяется от 38 (скв. 25) до 67 г/л (скв. 1 Володарская). Такое распределение характерно и для сульфат-иона. С глубиной растворимость сульфатов уменьшается и при переходе в зону затрудненного водообмена концентрация сульфатов падает. В таких условиях и находится газокон-денсатная залежь. В отсутствии кислорода сульфат-ионы становятся неус-тойчивыми и сульфатредуцирующими бактериями восстанавливаются до сероводорода. Но на большой глубине, в зоне высокой температуры (100– 200 °С), где бактерии жить не могут, восстановление сульфатов до серово-дорода происходит либо за счет тепловой энергии, либо за счет десульфа-тизации вод.

Содержание гидрокарбонатов высокое, достигает 3,8 г/л (центральная часть залежи). В водах месторождений волгоградского Поволжья и Орен-бургского ГКМ при более значительной минерализации количество гидро-карбонатов довольно низкое – 0,9–1 и 0,2–0,4 г/л, соответственно.

Наибольшая концентрация натрия (34 г/л) характерна для центральной части месторождения (скв. 5). В основном кальция содержится 1–2,3 г/л, по-вышенная его концентрация (8–13 г/л) отмечалась в центральной (скв. 8) и правобережной (скв. 1 Воложковская) частях месторождения. Содержание магния очень низкое, не превышает 1,9 г/л (скв. 1 Воложковская).

водах АГКМ из микрокомпонентов присутствуют йод, бром, бор. Йод присутствует в весьма малых количествах (около 6 мг/л).

распределении брома четко намечаются три участка: правобережный, центральный, восточный. Для правобережного участка характерна концен-трация брома 24–26 мг/л. На центральном участке наблюдается резкое уве-личение его содержания, причем это увеличение происходит от центра уча-стка к северу. Если в водах скв. 8, расположенной в центральной части участ-ка, концентрация брома равна 293 мг/л, то в северной приконтурной скв. 1 она увеличивается более чем в два раза и составляет 799 мг/л. На восточном участке (скв. 32) содержание брома намного ниже – всего 75 мг/л.

распределении концентрации бора намечены два участка: правобе-режный и левобережный. В правобережной части месторождения содер-жание бора в водах составляет от 140 (скв. 1 Воложковская) до 155 мг/л (скв. 5 Долгожданная), что примерно в 1,5 раза превышает концентрацию бора в водах левобережной части (80–99,5 мг/л).

Таким образом, по распределению ионов солей в пределах АГКМ чет-ко выделяются две гидрогеологические зоны с характерными для них ти-пами вод.

Первая гидрогеологическая зона охватывает центральную часть ме-сторождения, где абсолютные отметки поверхности продуктивных отло-

240

жений –3 900… –4 000 м. В этой зоне воды низкометаморфизированы с ко-эффициентом метаморфизации более единицы. Здесь отмечаются макси-мальные концентрации натрия и гидрокарбонатов и минимальные хлори-дов и сульфатов. Тип вод гидрокарбонатно-натриевый.

Вторая гидрогеологическая зона занимает остальную часть месторож-дения. Она характеризуется высокометаморфизированными водами с боль-шим содержанием хлора и кальция. Тип вод хлоркальциевый.

Аномально высокое пластовое давление, в 1,5 раза превышающее гид-ростатическое, низкая сульфатность вод, высокий коэффициент метамор-физации, большое содержание брома свидетельствуют о том, что эта зона затрудненного водообмена. Эти факторы указывают на глубинный генезис каменноугольных вод и отсутствие гидродинамической связи продуктив-ного комплекса с областями питания и разгрузки артезианского бассейна.

Термобарические условия АГКМ предопределяются тектоническими особенностями Прикаспийской синеклизы, ее соотношениями с пригра-ничными тектоническими элементами (Предкавказской эпигерцинской платформой, Воронежской антиклизой и др.), развитием в разрезе осадоч-ного чехла различных по составу комплексов пород и другими факторами. Поскольку в настоящее время на Астраханском своде и соседней террито-рии поиск и разведка залежей углеводородов производится в подсолевых девонских, каменноугольных, триасовых и, частично, палеогеновых отло-жениях, залегающих, соответственно, до глубины 7 000, 4 000 и 300 м, по-этому ниже приведены результаты анализа температуры на этих гипсомет-рических уровнях с подключением материалов о температуре сопредель-ных с Астраханским месторождением районов.

По абсолютным значениям температуры на всех гипсометрических уровнях четко фиксируется Астраханский свод, Бугринско-Шаджинская зона, Сарпинский прогиб, Карасальская моноклиналь и зона сочленения Русской докембрийской и Предкавказской эпигерцинской платформ.

На Астраханском своде, где на гипсометрическую поверхность – 4 500 м почти повсеместно выходят каменноугольные карбонатные отложения, уве-личение температуры происходит с севера на юг и с востока на запад. Так, на Заволжской площади, расположенной в северной части свода в непо-средственной близости от контура АГКМ, на этой глубине температура равна 110 °С. В южном направлении от Заволжской площади она повыша-ется и на АГКМ составляет 116 °С. Газоконденсатная залежь, приуроченная к интервалу глубины 3 828–4 096 м, в температурном режиме на срезе – 4 500 м не находит отражения. Она располагается между изотермами +110… +120 °С. В самой залежи в интервале 4 100–3 980 м температура рав-на 110 °С. Ее определили расчетным путем при исследовании указанного ин-тервала в скв. 5. Для Бугринско-Шаджинской зоны, где на глубине 4 500 м в основном развиты верхнепермские пестроцветные образования, температура колеблется в пределах +127… +130 °С. Наибольшие ее значения (свыше 130 °С) характерны для центральной части Сарпинского прогиба. Здесь ши-

241

роким распространением пользуются галогенные породы кунгурского яруса, отложения верхней перми и триаса. К западу от центральной части Сарпин-ского прогиба (от меридиана Царынской площади) в сторону Карасальской моноклинали происходит постепенное понижение температуры до 100 °С.

зоне сочленения Русской докембрийской и Предкавказской эпигер-цинской платформ, где на отметке –4 500 м широко развиты преимущест-венно глинистые сакмарско-артинские образования, температура недр пре-вышает 130 ^оС.

распределении температур на срезе –3 000 м отмечается та же зако-номерность, что и на гипсометрическом уровне –4 500 м.

Астраханском своде, где на поверхности –3 000 м картируются в основном пестроцветные терригенные образования верхней перми и гало-генные породы кунгурского яруса, температура колеблется от 90 до 98 °С. Наиболее постоянная температура отмечается в центральной части свода.

районе Астраханского газоконденсатного месторождения на срезе –3 000 м температура на 2–3 °С выше по сравнению с приграничными пло-щадями. К югу от залежи температурные колебания не обнаружены. Это, очевидно, связано с близостью участка Предкавказской эпигерцинской платформы, с более высокой температурой недр на глубине 3 000 м.

Бугринско-Шаджинской зоне максимальное значение температуры (свыше 100 °С) наблюдается на севере, в районе Бугринской площади. Да-лее к югу происходит постепенное понижение температуры до 92 °С.

этой зоне развиты породы нижнего триаса. В южной части участка, где преимущественным развитием пользуются пестроцветные образования верхней перми, на глубине 3 000 м недра менее прогреты (до 90 °С).

Сарпинском прогибе уменьшение температуры (от 95 до 75 °С) про-исходит с востока на запад. В этом районе на глубине 3 000 м развиты тер-ригенные породы нижнего триаса и галогенные образования кунгурского яруса, находящиеся примерно в равных соотношениях.

южной части Западного Прикаспия в зоне сочленения двух плат-форм на абсолютной отметке –3 000 м отмечается повышение температуры более 96 °С.

На гипсометрическом уровне –1 000 м максимальное значение темпе-ратуры (более 50 °С) приурочено к северо-западной части Бугринско-Шаджинской зоны.

На Астраханском своде наибольшая температура характерна для его склонов. В центре свода она составляет менее 40 °С (АГКМ, Пионерская, Светлошаринская площади). На участках минимальных температур разви-ты терригенные отложения нижнего мела, максимальные – палеогена.

Минимальные значения температуры (менее 35 °С) наблюдаются в северо-западной части Сарпинского прогиба, на участке преимуществен-ного развития верхнемеловых карбонатных отложений. Четко фиксируется Сарпинский соляной массив, где температура составляет 45 °С.

242

На юге территории в зоне сочленения двух платформ на абсолютной отметке –1 000 м вновь отмечается повышение температуры +45… +50 °С.

Геотермическая характеристика разреза АГКМ получена в результате изучения геотермического градиента по скв. 1 Пионерской. Значения тем-

пературы на глубине 500, 1 000, 1 500, 2 000, 2 500, 3 000, 3 500 м здесь, соответственно, составляют 23,3; 40; 52,5; 68,7; 79,5; 91 и 101,2 °С.

Геотермический градиент (°С / 100 м) по интервалам глубины следую-

щий: 500–1 000 м – до 3,34; 1 000–1 500 м – до 2,5; 1 500–2 000 м – до 3,24; 2 000–2 500 м – до 2,16; 2 500–3 000 м – до 2,3; 3 000–3 500 м – до 2,04. Сред-

нее его значение по разрезу месторождения равно 2,9 °С / 100 м.

Недра Западного Прикаспия являются менее прогретыми, чем недра тектонически активной с напряженным тепловым балансом Предкавказской эпигерцинской платформы, в пределах которой в породах мезо-кайнозоя от-крыто значительное количество месторождений газа и нефти. Высокие зна-чения температуры характерны для зоны сочленения Русской докембрий-ской и Предкавказской эпигерцинской платформ и Сарпинского прогиба. Последний в течение длительного геологического времени испытывал по-гружение и накопление мощных толщ различных по составу осадков. Кри-сталлический фундамент здесь залегает на глубине свыше 12–15 км. Мень-шая по сравнению с Сарпинским прогибом величина температуры на Аст-раханском своде, очевидно, обусловлена тем, что почти на всем протяжении геологической истории свод испытывал устойчивое воздымание и сейчас занимает более высокое гипсометрическое положение. Глубина залегания кристаллического фундамента здесь составляет 9–12 км. В западной, при-граничной с Сарпинским прогибом части свода (Бугринско-Шаджинская зона) на всех гипсометрических уровнях фиксируется небольшая темпера-тура. Бугринско-Шаджинский участок является как бы буферной зоной ме-жду Сарпинским прогибом на западе и Астраханским сводом на востоке территории. В этой зоне на глубине до 3 000 м открыты Бугринское, Шад-жинское, Пустынное, Совхозное газовые месторождения в отложениях нижнего и среднего триаса. Геологический разрез здесь отличается наи-большей стратиграфической полнотой и мощностью отложений.

Характеризуя пластовое давление АГКМ, необходимо отметить, что оно было замерено глубинными манометрами лишь в одной скважине (скв. 32). В остальных скважинах пластовое давление определяли при исследовании расчетным путем по барометрической формуле, исходя из статического дав-ления на головке скважины; при этом во всех случаях не было достигнуто стабильного режима работы скважины.

При совместном испытании в скв. 32 интервалов 4 020–4 014, 3 998– 3 990, 3 978–3 973 и 3 968–3 958 м было замерено пластовое давление, ко-торое составило 61,4 МПа.

При исследовании скв. 5 (интервал 4 100–3 980 м) при достижении статического давления на устье скважины в 39,3 МПа расчетным путем определено пластовое давление. Оно составило 61,7 МПа.

243

Весьма интересные данные по пластовым давлениям расчетным путем по методу Хорнера получены при испытании скв. 8. Так, при испытании интервала 3 936–3 915 м в течение 3 ч скважина была закрыта для снятия кривой нарастания давления. За это время оно возросло до 38,31 МПа и было далеко еще от своего статического значения, но скважина была за-давлена. Полученная кривая нарастания устьевого давления использована для определения пластового давления, составившего 59,13 МПа. При ком-плексном исследовании этой же скважины на установке Порта-тест пла-стовое давление определено равным 59,6 МПа.

Таким образом, несмотря на отсутствие массовых замеров пластового давления глубинными манометрами, полученные расчетным путем значе-ния дают основание заключить, что на АГКМ в подошвенной части залежи пластовое давление составляет 61,7 МПа.

Приведенные выше значения пластового давления свидетельствуют о развитии в подсолевом комплексе месторождения и всего Астраханского свода в целом аномально высокого пластового давления (АВПД). Градиент АВПД здесь колеблется в пределах 0,015–0,016 МПа/м.

Кроме подсолевого комплекса, развитие зон АВПД отмечается в над-солевых отложениях и терригенно-сульфатно-галогенных образованиях кунгурского яруса. В распределении мощностей отложений и зон АВПД с различными градиентами в надсолевом комплексе существенное влияние оказала соляная тектоника. Проявления АВПД здесь отмечаются в компен-сационных мульдах.

солевом комплексе АВПД имеют различные значения по разрезу и площади его развития. В верхней части разреза, сложенной преимущественно галогенными образованиями, градиенты давления достигают 0,013 МПа/м.

нижней части разреза, представленной солями с прослоями сульфатных и терригенных пород, наблюдается скачкообразное возрастание градиен-тов давления до 0,019 МПа/м, достигая в отдельных прослоях и линзах геостатических величин. Максимальные значения АВПД, как правило, приурочены к линзам рапы в терригенных прослоях (скв. 10 Астраханская, скв. 3 Аксарайская).

отложениях филипповского горизонта и сакмарско-артинских, зале-гающих на размытой поверхности продуктивных пород среднего карбона и представленных терригенно-сульфатно-карбонатными образованиями, градиент пластового давления достигает 0,017 МПа/м.

Таким образом, в пределах АГКМ, как и на всем Астраханском своде, по площади и разрезу пластовое давление распределяется в зависимости от коллекторских свойств пород, их вещественного состава и других факторов.

Отмечается зональное изменение минерализации пластовых вод и концентрическое – растворенных газов (рис. 26). Изменение минерализа-ции вод, подстилающих и окружающих залежь, тяготеет к концентриче-скому. Прослеживается сложный характер распределения минерализации, которая увеличивается от центральных к краевым и законтурным частям

244

залежи. В том же направлении тип воды меняется от гидрокарбонатно-натриевого к хлоркальциевому.

Начальные приведенные напоры (давление) снижаются с востока на за-пад примерно на 0,5 МПа. Вместе с тем на этом фоне отмечаются значитель-ные колебания приведенных значений давления на коротких расстояниях. В условиях застойного гидродинамического режима и развития АВПД трудно связывать эти колебания с активным движением пластовых вод. Скорее всего это определяется местными, локальными гидродинамическими условиями.

Воды АГКМ – это минерализованные хлоридно-кальциевые воды, ос-новные их компоненты натрий и хлор. Минерализация в пластовых усло-виях изменяется вниз по разрезу от 1–3 до 100 г/дм³ (табл. 18, 19) и до 350 г/дм³ в рапоносных горизонтах.

Минерализация пластовых вод в условиях повышенных температуры и давления до подъема на поверхность в среднем на 10 г/дм³ выше, чем в лаборатории. По мере хранения пробы происходит ее дегазация и минера-лизация, которая еще понижается на 1–2 г/дм³. При этом основные изме-нения в составе происходят за счет увеличения рН, что способствует выпа-дению хемогенных солей кальцита и гипса в пласте. В лабораторных усло-виях при хранении пробы продолжается выпадение солей бикарбонатов (карбонатов) и сульфатов кальция и магния (табл. 20).

На АГКМ отмечается выпадение солей практически на всех узлах по пути следования газа, куда вместе с газом попадает и вода, причем именно подземные воды являются основным поставщиком компонентов при выпа-дении солей. В состав выпадающих солей входят преимущественно карбо-наты и сульфаты двухвалентных металлов, а также соли элементов, посту-пающих из металла в результате коррозии.

Конденсационные воды АГКМ представляют собой пресные (маломи-нерализованные) воды в большинстве гидрокарбонатно-натриевого соста-ва с минерализацией до 10 г/дм³, которые выпадают при конденсировании водяного пара, обычно содержащегося в газе залежи, при изменении на-чальных термобарических условий в процессе разработки. В табл. 21 при-водится состав конденсационных вод.

245

Состав пластовых вод АГКМ

№ скв.

Интервал

воды при

Содержание ионов, мг/л/мг/э

перфорации, м

20 ^оС, г/см³

_К+

Na⁺

_Ca2+

_Mg2+

Cl^-

S

67

3 959–4 009

1,05

429

27187

3000

840

48529

11

1182

150

70

1367

76

3 844–3 919

1,052

530,4

34912

1820,0

444,0

56800,0

13,6

1518

91,0

37,0

1600,0

407

3 836–3 960

1,060

351,0

35869,0

1860,0

216,0

56800,0

8

9,0

1559,5

93,0

18,0

1600,0

97

3 386–3 948

1,033

183,3

16168,0

2580,0

228,0

28400,0

4,7

702,9

129,0

19,0

800,0

103

3 908–4 055

1,053

390,0

27937,0

4000,0

360,0

49700,0

10,0

1214,6

200,0

30,0

1400,0

Генетические показатели вод

в пластовых условиях после СКО и ингибирования

Эквивалентные отношения

Пластовая вода

Признаки СКО

rM/rCl^-

2,1–2,2

2,0–2,2

rNa⁺/rCl^-

0,8–1,0

0,04–0,7

rK⁺/rCl^-

0,007–0,01

0,001–0,006

r(Ca+Mg)²⁺/rCl^-

0,1–0,4

0,4–1,0

rAlk/rCl^-

0,01–0,08

0,01–0,05

rSO₄^2-/rCl^-

0,002–0,02

0,000–0,06

rAlk/(Ca+Mg)²⁺

0,1–0,5

0,000–0,2

Химический тип воды

х-к

х-к

Примечание: х-к – хлоридно-кальциевый; г-н – гидрокарбонатно-натриевый.

246

Таблица 20

Состав пластовых вод в пластовых, лабораторных и условиях полного разгазирования

№ скв.

103

253

Пла-

Лаборатор-

Предельное

Пласто-

Лаборатор-

Предель-

Условия

разгазирова-

ное разга-

стовые

ные

ние

вые

ные

зирование

Компоненты, мг/дм³

рН

4,6

6,2

8,3

7,4

7,8

8,6

Na²⁺K

27 375

27 375

27 375

22 913

22 913

22 913

_Сa2+

5 768

3 438

2 802

4 120

786

682

Mg²⁺

418

418

418

179

179

179

Cl^-

48 199

48 199

48 199

36 922

36 922

36 922

SO₄^2-

994

259

259

1 350

66

66

HCO₃^-

8 078

1 922

–

8 839

151

–

CO₃^2-

–

–

–

–

84

–

Минер.

90 833

81 611

79 055

74 323

61 101

60 832

Материальный баланс солей

Na/Cl

0,88

0,88

0,88

0,95

0,95

0,95

Alk/Cl

0,1

0,02

0,00

0,14

0,002

0,000

SO₄/Cl

0,02

0,004

0,004

0,03

0,001

0,001

M/Cl

2,2

2,1

2,1

2,3

2,0

2,0

Alk/Ca+Mg

0,4

0,2

0,00

0,7

0,000

0,000

Ca+Mg/Cl

0,2

0,15

0,13

0,9

0,052

0,047

Примечание: Alk = r (HCO₃^- + CO₃^2-).

Состав конденсационных вод, мг/дм³

Таблица 21

№ скв.

73

932

450

101

Дата отбора

10.07.98 г.

08.12.99 г.

5.06.98 г.

18.09.99 г.

рН

5,0

4,6

5,0

5,0

Na⁺+K⁺

49

53

62

98

Ca²⁺

59

60

7

50

Mg²⁺

18

12

3

8

Cl^-

196

192

38

226

SO₄^2-

17

26

25

16

HCO₃^-

40

12

90

37

CO₃^2-

не обн.

не обн.

не обн.

не обн.

Минер.

379

355

220

434

Хим. тип

Cl-Ca

Cl-Ca

HCO₃-Na

Cl-Ca

Эквивалентные отношения

Na/Cl

0,4

0,4

2,3

0,7

Alk/Cl

0,2

0,04

1,4

0,1

SO₄/Cl

0,06

0,12

0,5

0,05

M/Cl

2,5

2,3

6

2,3

Alk/Ca+Mg

0,2

0,05

2,5

0,2

Ca+Mg/Cl

0,8

0,8

0,6

0,5

Примечание: Alk = r (HCO₃^- + CO₃^2-).

247

Геохимическая модель газа и конденсата АГКМ

По результатам газоконденсатных исследований скважин, потенциальное содержание углеводородов С_5+в (П_С5+в) определено в следующих количествах:

269,0 г/м³ газа сепарации; 245,0 г/м³ газа «сухого»; 234,0 г/м³ газа пластового.

Конденсатогазовый фактор (КГФ) довольно стабильный при довольно стабильных условиях сепарации (Р_сеп = 6,1–6,7 МПа, Т_сеп = +24… +30 ^оС) и в среднем составляет 465,0 см³/м³ или 350,0 г/м³. Коэффициент усадки не-стабильного конденсата изменяется в пределах 0,573–0,664, плотность –

722,0–764 кг/м³.

В табл. 22 приведены составы добываемого (пластового) газа, рассчи-танные по результатам исследований. КГФ по скважинам изменяется от 226,0 до 758,0 см³/м³, что связано с различными условиями сепарации и некоторым различием конденсатосодержания по площади месторождения.

Содержание этана изменяется от 1,6 до 3,0 % мол., оно увеличивается с юго-востока к северо-западу на 47,0 %, причем возможно увеличение концентрации его и к западу.

Содержание пропана изменяется от 1,0 до 2,15 % мол., содержание его изменяется на 50 % от юго-востока к северо-западу и отмечается некоторое снижение к периферии на северо-восток и юго-запад.

Содержание бутанов увеличивается от 0,6 до 0,9 % мол., оно увеличи-вается с юго-востока к северо-западу на 30 %.

Содержание сероводорода изменяется в пределах разрабатываемой зоны от 23,0 до 31,0 % мол. Увеличение концентрации сероводорода отме-чается с юго-востока к северо-западу на 26 %, отмечается также его увели-чение с юго-востока на северо-запад от 19,0 до 27,0 % мол., т.е. на 30 %.

Содержание диоксида углерода изменяется от 11 до 16 % мол., т.е. концентрация его аналогично сероводороду увеличивается с юго-востока к северо-западу на 30 %.

Содержание С_5+в в пластовом газе изменяется от 220,0 до 280,0 г/м³ газа сепарации. Наименьшим содержанием углеводородов С_5+в отличаются юго-восточный участок УППГ-1 и юго-западный участок УППГ-2, где на-блюдается и наибольшее снижение пластового давления. Просматривается тенденция увеличения содержания углеводородов С_5+в к северо-востоку и юго-востоку. Пониженное содержание углеводородов С_5+в (до 200,0 г/м³ и ниже) следует ожидать в северо-западном и юго-западном направлениях (по скв. 72 разведочной получено П_с5+в = 133,6 г/м³ газа сепарации).

248

По результатам исследований текущий состав пластового газа в сле-

дующих пределах, % мол.:

СН₄ 50,50–55,70;

nC₄H₁₀ 0,40-0,60;

N₂ 0,20–0,30;

С₂Н₆ 1,85–2,70;

C_5+B 3,76–4,20;

S_RSh 0,05–0,07.

С₃Н₈ 0,90–1,30;

H₂S 24,50–28,00;

iC₄H₁₀ 0,20–0,30;

CO₂ 11,20–13,50;

Текущее средневзвешенное потенциальное содержание углеводородов С_5+в (конденсата) в следующих количествах:

261,0 г/м³ газа сепарации; 242,0 г/м³ газа «сухого»; 232,0 г/м³ газа пластового.

В нестабильный конденсат переходит от 92 до 96 % углеводородов С_5+в от его потенциала.

Фракции, выкипающие до 100 ^оС, составляют 10–16 %, до 200 ^оС – 48–50 %, до 300 ^оС – 70–75 %, остаток кипящий выше 360 ^оС составляет 7– 20 % и остаток, выкипающий выше 500 ^оС, – 5–8 %. Молекулярная масса стабильного (дегазированного) конденсата изменяется в пределах 138– 147 г/моль, дебутанизированного – 155–169 г/моль. Плотность стабильного (дегазированного) конденсата изменяется в пределах 793–805 кг/м³, дебу-танизированного – 813–827 кг/м³ (табл. 23, 24). 95,06 % конденсата разо-гнано до температуры 520 ^оС, выше этой температуры остаток составил

4,94 % (табл. 23).

Молекулярная масса

161,0

Плотность, ₄²⁰, кг/м³

811,3

Температура застывания, ⁰С

–32

Содержание, % масс.:

общей серы,

1,424

в том числе:

меркаптановой

0,19

сульфидной

0,13

смол силикагелевых

2,90

парафинов с температурой

плавления 57 ^оС

2,17

асфальтенов

–

249

Геохимическая модель пластовых газов Астраханского мест

Интервал

Содержание компонентов, % мольные

№ скв.

перфора-

СН₄

С₂Н₄

С₃Н₈

iC₄H₁₀

nC₄H₁₀

iC₅H₁₂

nC₅H₁₂

iC₆H₁₄

nC₆H₁₄

C7+B

ции, м

5

3 990–4 050

47,48

1,92

0,93

0,18

0,38

0,20

0,23

0,16

0,15

2,51

1,

8

3 915–3 936

47,65

2,25

0,88

0,16

0,41

0,22

0,31

0,28

0,56

3,65

0,

32

3 958–4 020

56,67

2,36

1,33

0,23

0,52

0,21

0,19

0,24

0,20

3,05

1,

17

4 000–4 047

51,90

4,35

1,52

0,24

0,62

0,31

0,30

0,30

0,24

2,76

0,

58

3 882–3 980

50,81

3,34

1,08

0,15

0,34

0,13

0,15

0,13

0,17

2,99

0,

42

3 910–3 980

54,93

2,17

1,03

0,19

0,44

0,21

0,19

0,21

0,20

2,71

0,

45

3 964–4 040

58,10

2,59

1,12

0,21

0,55

0,27

0,26

0,28

0,22

2,89

0,

27

3 952–3 997

51,92

2,35

1,07

0,18

0,45

0,20

0,23

0,21

0,19

2,49

0,

43

4 030–4 056

52,43

3,97

1,61

0,24

0,59

0,27

0,29

0,24

0,23

2,84

0,

73

3 980–4 012

48,21

2,66

1,02

0,20

0,40

0,21

0,22

0,23

0,20

2,93

0,

250

Таблица 23

Разгонка (ИТК) стабильного конденсата АГКМ

Компоненты или

Выход на конденсат, %

Содержание серы, %

Темпера-

Молеку-

Плот-

температура отбора

масс.

тура за-

лярная

фракций при

Отдель-

Суммар-

Меркап-

стывания,

масса,

ность,

Р = 760 мм рт. ст.,

ных

Общей

кг/м³

°С

фракций

ный

тановой

°С

г/моль

СО₂

0,02

0,02

–

–

–

–

–

H₂S

0,44

0,46

–

–

–

–

–

C2H6

0,02

0,48

–

–

–

–

–

C₃H₈

0,15

0,63

–

–

–

–

–

iC₄H₁₀

0,17

0,80

–

–

–

–

–

nC₄H₁₀

0,93

1,73

–

–

–

–

–

iC₅H₁₂

1,12

2,85

–

–

–

–

–

nC₅H₁₂

1,71

4,56

–

–

–

–

–

36–62

1,60

6,16

0,50

0,29

–

–

642,7

62–70

2,31

8,47

0,24

0,27

–

–

675,4

70–80

1,45

9,92

0,24

0,23

–

–

691,4

80–90

1,91

11,83

0,19

0,21

–

–

706,3

90–100

4,17

16,00

0,14

0,14

–

–

723,6

100–110

3,29

19,29

0,18

0,13

–

103

738,5

110–120

2,88

22,17

0,18

0,14

–

–

740,8

120–130

2,70

24,87

0,17

0,15

–

110

752,4

130–140

3,65

28,52

0,24

0,18

–

115

776,8

140–150

3,01

31,53

0,31

0,22

–

120

777,1

150–160

3,88

35,41

0,38

0,30

–

123

785,5

160–170

4,22

39,63

0,45

0,29

–

131

792,0

170–180

3,55

43,18

0,50

0,28

–

139

796,9

180–190

3,06

46,24

0,57

0,30

–

146

802,7

190–200

2,01

48,25

0,61

0,34

–47

–

810,0

200–210

1,82

50,07

0,74

0,30

–

162

820,7

210–220

1,89

51,96

0,65

0,18

–

–

821,3

220–230

1,94

53,90

0,74

0,15

–

178

828,7

230–240

2,36

56,26

0,76

0,14

–30

183

826,4

240–250

1,70

57,96

1,03

0,15

–

–

838,4

250–260

2,24

60,20

1,08

0,17

–20

194

845,4

260–270

2,30

62,50

1,34

0,17

–

–

851,0

270–280

2,12

64,62

1,41

0,18

–16

216

864,4

280–290

1,96

66,58

1,44

0,17

–

–

862,3

290–300

2,42

69,00

1,37

0,15

–5

234

862,0

300–310

0,94

69,94

1,47

0,15

–

–

867,6

310–320

2,02

71,96

1,74

0,15

2

250

872,6

320–330

1,52

73,48

2,23

0,14

–

–

887,4

330–340

1,98

75,46

2,81

0,13

7

278

902,6

340–350

2,12

77,58

3,39

0,12

–

286

916,7

350–380

3,03

80,61

2,88

0,12

19

310

914,8

380–400

3,35

83,96

2,68

0,10

24

337

916,9

400–425

2,98

86,94

2,86

–

31

365

928,4

425–450

2,73

89,67

2,94

–

39

395

935,6

450–475

2,05

91,72

3,10

–

43

421

947,9

475–500

1,81

93,53

3,07

–

47

450

951,1

500–520

1,53

95,06

3,05

–

49

472

953,3

520

4,94

100,00

2,60

–

–

–

953,9

251

Таблица 24

Физико-химические свойства стабильного конденсата

Наименование

Значение

Плотность, кг/м³

798,0

Молекулярная масса, г/моль

130,49

Содержание серы, % масс:

1,58

общей

меркаптановой

1952 мг/дм³

сероводородной

6,4 мг/дм³

Содержание, % масс.

0,303

механических примесей

парафинов

1,690

хлоридов, мг/л

4,590

нейтральных смол

5,490

кислых смол

1,064

0,250

асфальтогенных кислот

0,050

асфальтенов

–

воды

Температура застывания, ^°С

–30

Вязкость, мПа·С

при +20 °С

2,40

+ 50 °С

0,77

Коэффициент рефракции, п_Д²⁰

1,4552

Йодное число, г/100 г

2,73

Температура застывания конденсата находится в пределах от –12 до –34 °С. Вязкость конденсата при 20 °С изменяется в пределах 1,48–3,10 мПа × С.

В стабильном конденсате ароматических углеводородов содержится 34,2 %, нафтеновых и метановых – 65,8 %. С повышением температуры отбора фракций содержание ароматических углеводородов растет, достигая 37,9 % во фракции 150–200 °С, во фракции 200–250 °С снижается до 32,8 %, затем увеличивается и достигает 52,7 % во фракции 450–500 ^оС. Наибольшее количество ароматических углеводородов содержится во фракции, выкипающей выше 500 °С – 57,2 %, а на конденсат – 29,9 %. Во фракции, выкипающей до 300 °С, ароматических углево-дородов содержится 18,4 %, нафтеновых – 14,5 % и метановых – 33,9 %. Фракция нк – 300 °С составляет 66,8 % на конденсат (табл. 25).

Давление начала конденсации (Р_НК) пластовой смеси АГКМ колеблет-ся в пределах 36,0–42,0 МПа, давление максимальной конденсации (Р_м.к.) в пределах 10,0–12,0 МПа. Коэффициент конечной конденсатоотдачи при разработке на истощение (Р_кон = 0,1013 МПа) составит 0,62–0,69.

Микрокомпонентный состав пластовой смеси АГКМ из 25 исследо-ванных элементов разделяется на четыре группы (табл. 22.14):

в первую группу входят шесть элементов с максимальной концен-трацией (от 10 до 2120 мкг/м³), включая хром, селен, цинк, ртуть;

вторая группа включает в себя Ce, As, Br, Sb, Cd, W, Co, Ba, SrK, Cs. Содержание элементов существенно ниже, чем в первой группе – от

0,28 до 3,46 мкг/м³;

252

третья группа включает La, Sc, Au, Sm с очень низким содержани-

ем – от 0,024 до 0,093 мкг/м³;

четвертая группа – Yв, Th, Eu, Lu, Hf – ( 0,060 – 0,014).

Таблица 25

Групповой углеводородный состав стабильного конденсата

Темпера-

Выход

Содержание углеводородов, % масс.

турные

На фракцию

На конденсат

пределы

фрак-

Арома-

отбора

ций,

Нафтено-

Метано-

Арома-

Нафтено-

Метано-

фракции,

% масс.

тиче-

вые

вые

тические

вые

вые

°С

ские

до 60

3,4

–

2,2

97,8

–

0,1

3,3

60–95

6,0

3,1

24,7

72,2

0,2

1,5

4,3

95–122

8,1

12,8

31,8

55,4

1,0

2,6

4,5

122–150

11,4

27,9

24,5

47,6

3,2

2,8

5,4

150–200

17,4

37,9

15,6

46,5

6,6

2,7

8,1

200–250

9,3

32,8

26,9

40,3

3,1

2,5

3,7

250–300

11,2

38,3

20,9

40,8

4,3

2,3

4,6

300–350

9,6

34,1

65,9

3,3

6,3

350–400

7,0

48,3

51,7

3,4

3,6

400–450

5,3

52,2

47,8

2,8

2,5

450–500

3,8

52,7

47,3

2,0

1,8

выше 500

7,5

57,2

42,8

4,3

3,2

НК–200

46,3

23,8

20,9

55,3

11,0

9,7

25,6

НК–300

66,8

27,5

21,7

50,8

18,4

14,5

33,9

НК–400

83,4

30,1

69,9

25,1

58,3

НК–500

92,5

32,3

67,7

29,9

62,6

на кон-

100,00

–

–

34,2

65,8

денсат

Высокое содержание селена (125 мкг/м³) свидетельствует о возмож-ной связи АГКМ с глубинными зонами, что подтверждается также замет-ным количеством ртути и мышьяка.

Все основные микрокомпоненты, входящие в состав пластовых газо-конденсатных систем, играют достаточно активную роль и могут быть подразделены на экологически опасные, технологически вредные, корро-зионно-активные, промышленно-полезные.

В качестве токсичных элементов АГКМ надо выделить селен, цинк, хром, ртуть, мышьяк, бром, кадмий, которые в сочетании могут давать весь-ма специфические симптомы. Исследования товарного газа показали, что со-держание микрокомпонентов в нем незначительно. Плазменно-эмиссионным методом в конденсате качественно выявлено наличие дополнительных эле-

ментов: Al, Bi, B, Be, Cu, Ge, Li, Mn, Nb, Ni, P, Bb, Si, Sn, Ti, Te, V.

Изменения свойства газов и конденсата по разрезу АГКМ подчинено определенной зональности, которая характеризуется изменением геохими-ческой обстановки и в определенной степени находится во взаимодействии с гидрогеологическими и гидрохимическими условиями недр. Как указы-валось выше, в составе газа доля углеводородов колеблется от 51 (скв. 5,

253

интервал 4 100–4 070 м) до 61 % (скв. 8, интервал 3 936–3 915 м). Сумма кислых компонентов – в пределах 37–45 %, в том числе сероводорода – до 20–27 %. Плотность газа по составу – 0,917–0,970 г/см³.

Наряду с латеральной геохимической зональностью намечается и верти-кальная. Газы в сводовой части залежи по сравнению с подошвенной тяжелее (0,96 и 0,92, соответственно), содержат больше сероводорода (26 и 24 %) и тяжелых углеводородов (10,54 и 9 %), меньше метана (39,5 и 46,4 %). Такая своеобразная газохимическая зональность может быть следствием верти-кальной миграции флюидов, происходившей по принципу дифференциаль-ного улавливания УВ. При этом первые порции газа, занявшие гипсометри-чески наиболее высокие части ловушки, обогащались тяжелыми УВ. К концу этапа формирования залежи поступали более легкие порции газов. Общая направленность изменений в залежи хорошо согласуется с представлениями о формировании месторождения за счет вертикальной миграции УВ, по на-правлению которой закономерно возрастает соотношение С_2+высш/СН₄ и из-меняются другие физико-химические свойства. Материалы о составе газа по всей продуктивной толще свидетельствуют о том, что процессы диффузии в газоконденсатном месторождении еще не закончились.

Газоконденсат АГКМ содержит С_5+высш более 5 % при выходе стабиль-ного конденсата свыше 400 см³/м³, на основании чего можно предположить о воздействии в геологическом прошлом на газы этой залежи нефтяных угле-водородов. В составе конденсатов наибольший удельный вес занимают С_9+высш (до 50 %), С₇ и С₈ занимают 23 %. Неустановившееся равновесие со-става газа в залежи подтверждает этот вывод, так как диффузия нефтяных УВ после растворения их в газовой фазе протекает относительно медленно. На это указывают и соотношения изомерных соединений бутана, пентана и гексана с их нормальными гомологами. Свободная энергия изомеров и нор-мальных гомологов очень близка, однако в нефтях растворимость нормаль-ных гомологов значительно выше. Рассматриваемые отношения изомеров и нормальных гомологов являются термодинамически устойчивыми и, следо-вательно, имеют генетическое значение.

В связи с этим представляют интерес экспериментальные исследова-ния на скважинах по изменению состава газа и выхода конденсата в зави-симости от условий сепарации. На скважинах месторождения средний вы-ход конденсата на режимах от 8 до 12 мм изменялся от 93 до 218 см³/м³. В зависимости от этого содержание сероводорода в газах сепарации меня-лось от 22 до 29 %, а углекислого газа – от 15 до 19 %.

Анализ расчетов свидетельствует о том, что фактическая концентра-ция сероводорода в газе варьирует в широких пределах за счет фазовых переходов при изменении термодинамических условий в пласте и на устье скважины. Содержание сероводорода в составе добываемого газа при дав-лении ниже давления начала конденсации непрерывно возрастает.

На АГКМ намечается пространственная зональность в распределении газовых компонентов. В центральной части месторождения содержание се-

254

роводорода в пределах 19–22 %, к окраинным частям месторождения его концентрация в газах повышается до 25–30 %. Это можно объяснить влияни-ем контурных вод, содержание сероводорода в которых достигает 60 %. Та-кое распределение газовых компонентов позволяет прогнозировать режим залежи, так как фазовое соотношение «вода – залежь» сдвинуто в сторону за-лежи. Это указывает на сравнительно молодой характер залежи, которая не разрушается, а, возможно, формируется и в настоящее время. Подобное про-странственное изменение содержания сероводорода подтверждается законо-мерностями его распределения по вертикальному разрезу продуктивной толщи. В центральных районах месторождения концентрация сероводорода повсеместно одинакова (20–22 %) в верхней части продуктивной толщи

(скв. 5, интервал 4 050–3 995 м; скв. 8, интервал 3 935–3 915 м).

Емкостная характеристика коллекторов продуктивной толщи Астрахан-ского месторождения позволяет прогнозировать концентрацию сероводорода в газе. В основе прогноза лежит обратная зависимость между проницаемо-стью пород и содержанием газовых компонентов. В зонах продуктивной толщи с высокой проницаемостью коллекторов наблюдаются низкие концен-трации сероводорода. Сущность такой зависимости заключается в геохими-ческом выщелачивании карбонатно-сульфатных пород продуктивной толщи.

Эпигенетическое разрушение водных сульфатов схематически можно представить в виде реакции УВ с сульфатами пород или вод. В лаборатор-ных условиях такую реакцию вследствие ее энергоемкости возможно осу-ществить только при сравнительно высоких температуре и давлении. Энергия разрыва связей у SО₂ намного ниже (81 ккал/моль), чем у СН₃-Н (104 ккал/моль) или С₂Н₅-Н (97 ккал/моль), поэтому преобразования форм серы могут не затрагивать основную массу УВ. С энергетической точки зрения возможны реакции взаимодействия лишь тяжелых УВ (энергия раз-рыва СН₃-R равна 60 ккал/моль) с сульфатами.

Наличие самородной серы обнаружено в шламе при бурении в зонах с максимальной проницаемостью коллекторов продуктивной толщи. Одно-временно возможно взаимодействие кислых газов с карбонатными разно-стями пород.

В пластовых условиях, как показали исследования, процессы восста-новления сульфатов тяжелыми УВ протекают в благоприятной геохимиче-ской обстановке при температуре 50–80 °С и давлении 5,9–9,8 МПа. В ре-зультате развиваются полости выщелачивания. Интенсивность процессов определяется составом и свойствами газов. Метан является самым про-стым и устойчивым из всех углеводородных газов, он наименее химически активен, в то время как сложные тяжелые углеводороды легче разрушают-ся и химически наиболее активны. Метан, являясь хорошим растворителем для тяжелых углеводородов, влияет на интенсивность химических процес-сов, но сам в них не участвует. Именно поэтому сероводород встречен только в газоконденсатных залежах, в то время как в залежах с «сухими»

255

газами он практически отсутствует. Правомерность процессов термобари-ческого восстановления сульфатов и декарбонитизации пород подтвержда-ется составом контурных вод, в которых наблюдается обогащение гидро-карбонатным ионом и исчезновение солей кальция, а также наличием в по-родах вторичного кальцита и водорода в газах. Приуроченность макси-мальной проницаемости коллекторов и минимального содержания серово-дорода в зонах развития карбонатных разностей в продуктивной толще указывает на широкое развитие декарбонитизации пород в результате их воздействия с кислыми газами в углеводородной среде.

Состав водорастворенных газов девонских отложений на сопредель-ных территориях (волгоградское, саратовское Поволжье и др.) представлен углеводородными компонентами. Содержание метана колеблется в преде-лах 69–97 %, тяжелых углеводородов – от 0,8 до 16, углекислоты – от 0,2 до 1,4. Характеристика водорастворенных газов каменноугольных от-ложений обрамления Прикаспийской впадины подтверждает, что они не-донасыщены газом, степень насыщения и углеводородная составляющая увеличиваются по мере приближения к бортовым дислокациям впадины.

Водорастворенные газы каменноугольных отложений на территории Астраханского свода резко отличаются от газов палеозойских отложений об-рамления впадины преобладанием кислых компонентов – сероводорода и уг-лекислого газа, содержание которых достигает 70–90 %. Газонасыщенность пластовых вод, подстилающих газоконденсатную залежь на скв. 5 Астрахан-ской (интервалы 4 184–4 190, 4 196–4 202 м), составила 17 500 см³/л при среднем содержании метана в отдельных емкостях пробы около 10 %. Расче-ты, приведенные на основании экспериментальных данных, показывают, что концентрации сероводорода в пластовых водах в условиях фазового равнове-сия во много раз превышают его концентрации в газе залежи. Например, что-бы на глубине 4 000 м сформировалась залежь газа, состоящая из равных частей метана и сероводорода, путем выделения газа из предельно насыщен-ных пластовых вод, в последних должно быть растворено сероводорода в 100 раз больше, чем метана. Если на этой глубине предельно насыщенные га-зом пластовые воды, содержащие одинаковое количество сероводорода и ме-тана, и сформируют скопление свободного газа, то в последнем содержание сероводорода составит лишь 1 %. При давлении 20 МПа и температуре 104,4 °С в пресной воде растворяется 223,5 г/л сероводорода. Растворимость сероводорода в воде с минерализацией 2 моля на 1 л (117 г/л) составляет 0,6 растворимости в пресной воде при температуре 60 °С. Расчеты при пла-стовых условиях АГКМ показывают, что в 1 л пластовой воды может раство-риться 415 л сероводорода.

Как указано выше, особенностью АГКМ является содержание в газо-вой фазе конденсата. В скв. 1 Воложковской конденсатно-газовый фактор (КГФ) на диафрагмах от 8 до 12 мм изменялся от 93 до 218 см³/м³. На 88-миллиметровой диафрагме при давлении сепарации 5,03 МПа и тем-

256

пературе сепарации 1 °С величина КГФ по резервуарному конденсату со-ставляет 157,9 см³/м ³, коэффициент усадки – до 0,67, удельный вес конден-сата до 0,7577 г/см³. Особенностью конденсата Астраханского месторож-дения является содержание в нем значительных количеств сернистых со-единений. Содержание общей серы в конденсате скв. 1 Воложковской при режиме 8- и 10-миллиметровых диафрагм составило 1,7 %.

При исследовании скв. 5 на 9-миллиметровой диафрагме при давлении сепарации 6,86 МПа и температуре сепарации 20 °С выход сырого конден-сата составил 530 см³/м³, коэффициент усадки – до 0,45, количество ста-бильного конденсата – 240 см³/м³, потенциальное содержание С_{5+высш.УВ} – 196,9 г/м³, плотность конденсата до 0,8061 г/см³. Начало кипения конденса-та – +71 °С, при этом 50 % отгоняется до 200 °С, 80 % – до 340 °С. Таким образом, содержание бензиновых фракций в конденсате равно 50 %, содер-жание в конденсате керосиновых фракций (200–300 °С) составляет 30 %. Содержание сернистых соединений в пересчете на общую серу составляет 1,43 %, меркаптановой серы – до 0,2 %, количество парафинов – до 1,33 %. Конденсат содержит 62,7 % алканов, 16,3 % цикланов и 21 % аренов во фракции до 200 °С.

С возрастанием температуры наблюдается существенное увеличение отбора фракций тяжелых ароматических углеводородов, что значительно повышает ценность конденсата как химического сырья. Потенциальное содержание бензиновых фракций (по АРН-2) до 150 ^оС составляет 36,37 %, а фракций до 200 ^оС – 47,1 %. Это характеризует конденсат как ценное энергетическое сырье.

Комплексные исследования дают дополнительные материалы по свой-ствам конденсата Астраханского месторождения. Отмечается высокое со-держание конденсата в газовой фазе. При исследовании скважины при дебите газа 919 тыс. м³/сут. на одном из режимов дебит конденсата достигал 795 м³/сут. Конденсатно-газовый фактор насыщенного конденсата (КГФ) со-ставил 825 см³/м³, коэффициент усадки – до 0,68, количество стабильного конденсата 560 см³/м³, потенциальное содержание С_5+высш. в пластовом газе составляет 513,34 см³/м³, или 416 г/м³. Удельный вес конденсата на разных режимах колеблется от 0,810 до 0,816 г/см ³. Начало кипения конденсата в пределах 54–58 °С, 50 % отгоняется при температуре от 115 до 212 °С, 80 % – до 355–358 °С. Таким образом, бензиновых фракций в конденсате содержит-ся около 48 %, а керосиновых – около 30 %. Конец кипения превышает 360 °С. Молекулярный вес конденсата составляет 172–177. По групповому составу конденсат носит метаново-ароматический характер.

Максимум ароматических углеводородов наблюдается по фракции от 150 до 200 °С. В пересчет на фракцию НК (250 °С) ароматических углеводо-родов содержится 27,4 %, метановых – до 49,7 %, нафтеновых – до 22,9 %. При дегазации 1 м³ конденсата выделяется 62,7 м³ сероводорода и 6,7 м³ уг-лекислого газа.

257

Проведенные институтом химии Башкирского филиала АН исследо-вания группового состава сернистых соединений позволили уточнить со-став сероорганических соединений конденсата Астраханского месторож-дения. Сернистые соединения представлены в следующем составе (%): S_общ – до 2,04; S_Н2S – до 0,05; S_RSН – до 0,33; S_RSSR – до 0,15; S_RSR – до 0,44; S (остаточно тиофеновая) – до 0,55. Из конденсата выделены меркаптаны в количестве 1,3 % масс. Среди них преимущественно содержатся первич-ные и вторичные меркаптаны с количеством углеродных атомов от двух до пяти. Сульфиды выделены в количестве 2,1 %. Они представлены тиамо-ноцикланами, диалкилсульфидами и тиабицикланами с количеством угле-родных атомов от шести до десяти.

В скв. 25 конденсат содержит около 0,5 % смол, большое количество масел (до 38,13 % масс.) и золы (до 0,013 % масс.). Высокое кислотное число (3,67 мг КОН на 100 мл) указывает на большое содержание в кон-денсатах кислых компонентов.

Содержание общей серы составляет 1 % масс., в том числе меркапта-нов около 0,19 %, дисульфидов – до 0,27 % и сульфидов – около 0,37 %. Вязкость конденсата при 20 °С достигает 1,9 сСт, причем с повышением температуры она постепенно уменьшается. Количество бензиновых фрак-ций в конденсате 52 %, остаток (свыше 350 °С) составляет 12 %. Исследо-вание распределения сернистых соединений по фракциям показывает, что в основном они сосредоточены в тяжелых фракциях (300–350 °С) и в ос-татке, соответственно, 1,7 и 2,45 % масс. Во фракции НК-95 содержание общей серы составляет всего 0,045 %, в том числе меркаптановой – 0,0366 %, во фракции же 150–200 °С ее количество резко увеличивается до 0,326 %, в том числе меркаптановой – 0,0957 %. Широкие бензиновые фракции содержат углеводороды от бутана (С₄) до ундекана (С₁₁) с преоб-ладанием парафиновых УВ. По групповому составу на алканы падает 53 %, на цикланы – до 23 % и на арены – до 24 %.

Таким образом, необходимо отметить, прежде всего, высокое содержа-ние конденсата в пластовых газах АГКМ. Дебит конденсата доходит до 795 м³/сут. Конденсатно-газовый фактор колеблется от 155 (скв. 1 Воложков-ская) до 560 см³/м³ (скв. 8 Астраханская). Удельный вес конденсата варьиру-ет также в довольно широких пределах – от сравнительно легкого 0,7680 до 0,8160 г/см³. Конец кипения превышает, как правило, 360 °С, что указывает на наличие в конденсате высокомолекулярных аренов и нафтенов. Выход бензиновых фракций достигает 50, керосиново-лигроиновых – около 30 %. Астраханский конденсат относится к малопарафинистому (1,33 % масс.) вы-сокосернистому (до 2 % и более общей серы).

По групповому углеводородному составу конденсат имеет метаново-ароматический характер, причем максимум содержания ароматических УВ наблюдается во фракции 150–200 °С. В пересчете на фракцию НК – 250 °С количество ароматических УВ достигает 27,4 %, метановых – до 49,6 %. Это

258

дает возможность использовать конденсат в количестве сырья для получения индивидуальных ароматических углеводородов и для процесса пиролиза.

Для уточнения генетических факторов и прогнозирования типа зале-жи Астраханского месторождения представляют интерес результаты гео-химических исследований пластового газа. По некоторым данным (Вели-ковский, 1965; Савченко, 1971 и др.), газоконденсатные залежи, газы кото-рых характеризуются содержанием С_5+высш. более 1,75 % и выходом ста-бильного конденсата более 80 см³/м³ при пластовом давлении выше 15,7 МПа, должны быть связаны с нефтяными оторочками. Астраханская газоконденсатная залежь содержит С_5+высш свыше 3 % при выходе стабиль-ного конденсата свыше 200 см³/м³. Следовательно, можно предполагать о генетической связи газов АГКМ с нефтяными УВ. В составе конденсатов наибольший удельный вес занимает С_9+высш. – до 50 %, УВ состава С₇ и С₈ занимают 23 %. Неустановившееся равновесие состава газа в залежи под-тверждает этот вывод: диффузия нефтяных УВ после растворения их в га-зовой фазе протекает относительно медленно. На это указывает и соотно-шение изомерных соединений бутана, пентана и гексана с их нормальными гомологами. Свободная энергия изомеров и нормальных гомологов очень близка, однако в нефтях растворимость нормальных гомологов значитель-но выше. Рассматриваемые отношения изомеров и нормальных гомологов являются термодинамически устойчивыми и, следовательно, имеют гене-

тическое значение, так как для всех нефтей соотношение ⁱ С₄ колеблется n

от 0,3 до 0,78, для газовых залежей, связанных с нефтяными УВ, отноше-

ние должно составлять:

i

С₄ < 0,8;

i

С₅ > 1

и

i

С₆ > 1. Хотя Астраханская

n

n

n

залежь характеризуется С₄ = 0,47, однако

i

С₅

= 0,87 и

i

С₆ ≈ 1 позволяют

n

n

предположить, что здесь в настоящее время вряд ли существует нефтяная оторочка, либо последняя имеет незначительные непромышленные разме-ры. Для газоконденсатных залежей, контактирующих со значительными объемами нефти, количество ареновых УВ не должно превышать 15 %. В залежах, не имеющих подстилающей нефти, содержание аренов в кон-денсатах при Р_пл = 24,5 МПа обычно превышает 15 %, в конденсатах Аст-раханской залежи их количество достигает 21 %.

Исследованиями показано, что некоторые высокомолекулярные компо-ненты (метилциклопентан – МЦП, циклогексан – ЦГ) конденсатов генери-руются в равновесном соотношении с термобарическими условиями пласта (Савченко и др., 1971). Это равновесие нарушается при миграции УВ в дру-гие термобарические условия либо при контакте с нефтью. Для Астраханской залежи отношение МЦП/ЦГ = 5 позволяет предположить, что геологического времени после формирования залежи было недостаточно для установления взаимного геохимического равновесия газовых компонентов с термобариче-

259

скими условиями ее существования. Астраханский конденсат обогащен ал-канами, однако в них преобладают УВ изомерного строения. Среди гексанов содержание изомерных достигает 75 %. Повышенное содержание изомерных алканов, так же, как и цикланов, свидетельствует о геохимической молодости конденсатов, т.е. о начальной стадии их превращения.

Для уточнения характеристики флюида Астраханского месторожде-ния использованы дополнительные геохимические критерии. Отношение суммы содержания циклогексанов к сумме циклопентанов для нефтей как правило равно 1 или меньше, для конденсатов это отношение – 3–4 и боль-ше. Величина отношения в пределах 1–3 указывает на возможность суще-ствования нефтяной оторочки в газоконденсатных залежах. Для газов неф-тяных залежей или с нефтяной оторочкой значение С₃Н₈/С ₄Н₁₀ почти все-гда < 1, а для чисто газовых > 1 (табл. 26).

Таблица 26

Содержание микрокомпонентов в пластовой смеси

Элементы

Содержание, мкг/м³

I группа

Fe

2120

Na

260

Cr

239

Se

125

Zn

126

Hg

10

II группа

Ce

3,46

As

2,09

Br

1,53

Sb

1,46

Cd

1,23

W

0,42

Co

0,38

Ba

0,28

Sr

7,67

K

5,17

Cs

0,77

III группа

La

0,093

Sc

0,029

Au

0,028

Sm

0,024

IV группа

Yb

0,060

Th

0,030

Eu

0,015

Lu

0,060

Hf

0,0014

260

Коэффициент С₂Н₆/С₃Н₈ для газов нефтяных залежей < 1,3, а для чисто газовых и газоконденсатных скоплений > 1,3. Эти величины для Астрахан-ского месторождения составляют ∑ЦГ/ЦП до 5–6; С₃Н₈/С₄Н₁₀ до 1,7 и С₂Н₆/С₃Н₈ > 2, т.е. близки к значениям для чисто газоконденсатных залежей.

Учитывая весь комплекс геохимических закономерностей, можно сделать вывод об относительно молодом геохимическом возрасте Астра-ханской газоконденсатной залежи. Высокое содержание ТУ в этой залежи указывает на вероятную генетическую связь газа с нефтяными УВ, причем количество мигрировавшего газа во много раз превышало количество неф-ти. Не исключено, что газ при миграции по описанному выше принципу вытеснил нефть из пределов данной ловушки. В пользу этого может свиде-тельствовать получение притоков нефтей на площадях по периферии Аст-раханского свода. На Пионерской и Высоковской площадях нефти получе-ны из нижнепермских, на Разночиновской, Тинакской, Бешкульской, Ки-рикилинской площадях – из среднеюрских отложений.

Геохимическая характеристика природных газов Астраханского свода позволяет считать, что его надсолевые и подсолевые залежи представляют не изолированные месторождения УВ, а генетически единую систему пла-стовых месторождений, в пределах которых углеводороды распределялись в соответствии с геохимическими, термобарическими, миграционно-хроматографическими и диффузионными факторами.

Модель разработки АГКМ на естественном режиме

Показатели разработки АГКМ предопределяются постоянным годо-вым отбором 12 млрд м³ газа при действующем фонде 128 скважин и запа-сах 2462 млрд м³ газа.

Модель разработки приведена в табл. 27. Составы пластового газа и ста-бильного конденсата, поступающие на переработку, приведены в табл. 22.

На современной стадии разработки АГКМ наблюдается постепенное формирование водонапорного режима работы продуктивной залежи. Осо-бенности проявления водонапорного режима разработки АГКМ характери-зуются следующими геологическими и гидрогеологическими параметрами. Продуктивный горизонт, контролирующий газоконденсатную залежь, огра-ничен: при площади ГВК порядка 2 тыс. км² и размерах залежи 110 × 40 км высота залежи составляет 200 м. Водоносный бассейн, контролирующий за-лежь, практически безграничен. В этих горных условиях характерное время разработки залежи существенно меньше характерного времени распростра-нения возмущения давления от залежи до границ водоносной системы. Это позволяет принимать давление в водоносной системе, окружающей залежь, равное начальному давлению в самой залежи, однако в процессе разработки такой природной системы «залежь – вода» падение давления в залежи будет значительно опережать снижение давления в водоносном бассейне.

261

В газогидродинамических условиях АГКМ уравнение материального баланса для газоконденсатной залежи принимает вид:

V_H(P_H/Z_H – P/Z) + Q_B x P/Z = P_AT x x Q_Г,

где V_H – начальный газонасыщенный поровый объем; P_H – начальное дав-ление в залежи; Р – текущее давление в залежи; Q_Г – добытое количество газа; Q_B – добытое количество вторгшейся воды; – температурная по-правка; Z – коэффициент сверхсжимаемости; P_AT – 0,1 МПа.

Уравнение материального баланса для водоносной системы АГКМ имеет вид:

Q_B = V_B x B_B(P_H – P),

где V_B – объем водоносного бассейна; B_B – коэффициент упругоемкости водоносного бассейна.

Синтезирование уравнений материального баланса для газовой залежи и для водонапорного бассейна как для единой системы формирует взаимо-связь текущего давления (Р) в газоконденсатной залежи (или приведенного давления Р/Z) с количеством добытого газа и добытой воды:

V_H(P_H/Z_H – P/Z) + V_B x B_B(P_H – P) x P/Z = P_AT x x Q_Г.

Преобразование синтезированного уравнения с использованием без-размерных величин х и у, имеющих вид:

х = Q_Г/ Q_З и у = (PZ_H)/(P_HZ),

где Q_З – начальные запасы газа, равные (Z).

Q_З = V_H(P_H/Z_H)/( P_AT ),

упрощает это синтезированное уравнение единой системы «залежь – вода» в следующую зависимость:

х = (1–у) + х у

Z ( y)

.

1 у

^ZH

Безразмерный параметр характеризует строение системы «залежь – вода» и степень влияния водоносного бассейна на давление в газоконден-сатной залежи:

= B_B P_H(V_B/ V_H).

Безразмерный параметр фактически представляет собой отношение количества воды, которое будет получено из водоносной системы при сни-жении давления до атмосферного, к газонасыщенному поровому объему.

На АГКМ уравнение единой системы «залежь – вода» поддается мате-матическому анализу. При изменении х (отношения добытого газа к его запа-сам) от 0 (начало добычи) до 1 (истощение залежи) индикаторная линия за-висимости у = у(х), отражающей степень падения давления в системе, указы-вает на характер режима работы продуктивной залежи, обобщенно выражае-мой величиной . На первой стадии разработки АГКМ до 1990 г., когда газо-конденсатная залежь и водоносная система не взаимодействуют ( = 0), ин-дикаторная линия уравнения единой системы «залежь – вода» принимает вид прямой, характерной для газового режима, т.е. у(1) = 0. В настоящее время при 0 индикаторная линия постепенно изгибается и при 1 имеет

262

вид у(1) 0, т.е. индикаторная линия у(х) резко изгибается, располагаясь выше прямой газового режима, отражая проявление водонапорного режи-ма. В условиях полного ввода АГКМ в разработку ( ), индикаторная линия у(х) будет стремиться к прямой у = 1, отражая наступление водона-порного режима.

Промысловые исследования различных типов вод, получаемых совме-стно с товарной продукцией, позволяют не только надежно идентифициро-вать генетическую природу вод, но и обосновать энергетический режим работы продуктивной залежи. Появление пластовых вод в эксплуатацион-ных скважинах при дебитах свыше 300 тыс. м³/сут. и повышении доли этих вод (ВГФ = 45–50 см³/м³ и более) при дальнейшем увеличении де-прессий на продуктивный пласт подтверждают, что источник внешних вод существует всегда и постоянно. Изучение энергетического потенциала во-доносной системы и механизма ее взаимодействия с продуктивной зале-жью АГКМ свидетельствуют о том, что величина ареала такого взаимо-действия достигает 700 м ниже ГВК. Внутри этой водоносной толщи от-сутствуют разделяющие непроницаемые пласты, и энергия всей массы во-ды с минерализацией М_о = 130–150 г/л может проявиться при достижении в продуктивной залежи пусковых депрессий.

Продвижение огромной массы подошвенных вод с высоким газонос-ным и энергетическим потенциалом из критической гидродинамической области ГВК в призабойные зоны эксплуатационных скважин, находящих-ся в более мягких термобарических условиях, предопределяет, кроме на-растающего обводнения, интенсивную дегазацию вторгшихся предельно насыщенных подошвенных вод с опережающим выделением из них в за-лежь кислых компонентов и прежде всего сероводорода. Гидрогазодина-мическими исследованиями подтверждено, что при термобарических ус-ловиях пластовых систем АГКМ в 1 м³ воды ниже ГВК растворено до 22 м³ сероводорода, тогда как в 1 м³ пластового газа залежи содержится 0,2 м³ сероводорода.

В составе пластовых газов продуктивной залежи на долю метана С_УГ приходится 53 % и на долю сероводорода С_СГ – 20 %. Исходя из термоба-рических условий продуктивного пласта, парциальное давление (упру-гость) метана Р_УГ залежи составляет 33 МПа, парциальное давление серо-водорода Р_СВ – 12 МПа. В толще подошвенных вод (–200 м), практически равной высоте продуктивной залежи, парциальное давление метана Р_УГ со-ставляет 21 МПа, парциальное давление сероводорода Р_СВ – 16 МПа.

Энергия пускового механизма контролируется гидрогазодинамиче-ским взаимодействием компонентов продуктивной залежи и подстилаю-щей водоносной системы. При снижении пластового давления в залежи на 12 МПа произойдет выравнивание парциальных давлений в залежи и пла-стовых водах (Р_УГ = Р_УВ), т.е. при достижении давления в залежи 50 МПа могут проявиться процессы внедрения подошвенных вод, обладающих из-быточным давлением более 12 МПа.

263

Литологическое единообразие стратиграфических горизонтов в зале-жи при площади ГВК порядка 2 тыс. км² и незначительной высоте залежи (около 200 м) предопределяет механизм, при котором латеральное обвод-нение по пластам проявляться не будет. Наличие зон с вертикальной тре-щиноватостью развивает необратимые осложнения в связи с фронтальным обводнением залежи и активным развитием конусов обводнения в экс-плуатационных скважинах.

Номинальная мощность газоперерабатывающего завода по отсепари-рованному газу (на выходе из установки сепарации пластового газа) со-ставляет 12 млрд нм³/г. Колебания производительности – 50–115 % от но-минала. Фонд рабочего времени составляет в расчете 8 000 ч/г.

В соответствии с существующими схемами рыночной реализации, на рынок поступает стабильный газовый конденсат и широкие фракции лег-ких углеводородов (ШФЛУ). Часть товарной продукции реализуется по рыночным ценам.

Производство полиэтилена и йода является принципиально новым. Так как его строительство требует значительных капитальных затрат, оно может быть реализовано прежде всего за счет централизованных средств ОАО «Газпром».

Таким образом, продукцией при разработке АГКМ являются: товар-ный газ, этановая фракция, сера (жидкая, комовая и гранулированная), ШФЛУ, стабильный конденсат, а также товарные бензины и сжиженные газы, используемые для нужд комплекса и получаемые из 81 тыс. т/г. ста-бильного конденсата и 0,7 тыс. т/г. ШФЛУ. Кроме того, расширяется но-менклатура продукции: полиэтилен, полипропилен, товарные нефтепро-дукты, товарные СУГ.

Товарной продукцией завода являются:

1. Сухой товарный газ, отвечающий требованиям ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам»:

с 01.06 по 30.09

с 01.10 по 30.05

точка росы газа по влаге, °С

не выше –10

–20

точка росы газа по углеводородам, °С

не выше –5

–10

масса сероводорода, г/м³

не более 0,007

масса меркаптановой серы, г/м³

не более 0,016

объемная доля кислорода, %

не более 1,0

теплота сгорания низшая, МДж/м³,

при 20 °С и 101,325 кПа

не менее 32,5.

2. Стабильный конденсат, соответствующий требованиям ОСТ 51.65-80 «Конденсат газовый стабильный, группа I», имеет следующие физико-химические характеристики:

плотность при 20 °С, кг/м³ 798,6 молекулярная масса, кг/кмоль 126,0

264

фракционный состав, °С:

НК

41,0

10 % перегоняется при температуре

83,0

20 % перегоняется при температуре

108,0

30 % перегоняется при температуре

129,0

40 % перегоняется при температуре

155,0

50 % перегоняется при температуре

180,0

60 % перегоняется при температуре

218,0

70 % перегоняется при температуре

265,0

80 % перегоняется при температуре

324,0

90 % перегоняется при температуре

394,0

КК

395,0

выход, % об.

93,0

остаток + потери

1,0–6,0

вязкость кинематическая, мм²/с, при 20 °С

1,57

содержание воды, % масс.

0,10

содержание хлористых солей, мг/л

3,60

массовая доля серы, %

1,28

массовая доля меркаптановой серы, %

0,23

содержание парафинов, % масс.

3,01

содержание свинца, ppm

0,15

испытание на медной пластинке

не выдерживает

содержание сероводорода, мг/л

до 100.

3. Фракция С₂, соответствующая требованиям ТУ 38.101489-79 «Фрак-ция этановая. Технические условия», имеет технические характеристики эта-

новой фракции высшей марки, за исключением содержания СО₂:

массовая доля компонентов, %:

метан, не более

2,0

этан, не менее

96,0

пропан, не более

2,0

сумма углеводородов С₄ и выше, не более

отсутствует

массовая доля СО₂, %, не более

0,2

массовая доля сероводорода, %, не более

0,002.

4.

Гранулированная сера, выпускаемая со следующими техническими

характеристиками:

содержание серы, % вес.

99,98

насыпная плотность, кг/м³

в свободном виде (при погрузке)

1040

при перемешивании и утрамбовке

1200

проектная плотность

1106

размер гранул, мм

2–6

содержание фракции 5,6 мм и 2,8 мм, %

не менее 75

хрупкость (содержание фракции 0,3 мм), %

не более 2,0

твердость по Шору (баллы при стандартном испытании)

2

содержание примесей – не более чем в жидкой сере

265

содержание влаги:

после отделения грануляции

0,5 % вес.

в районе загрузки в ж/д вагоны

1,5 % вес.

угол естественного откоса

27°

гранулы имеют полусферическую форму и не содержат раковин, пус-тот, разрывов поверхности

поверхность гладкая, материал прочный мелкие частицы, образовавшиеся после статической нагрузки 165 кПа

штабеле высотой 1,5 м, не должны превышать 0,2 % по весу.

5. Жидкая сера (комовая), получаемая на ОГПЗ, по ГОСТ 127.1-93, имеет

следующие показатели:

не менее 99,98 %

содержание серы

содержание золы

не более 0,02 %

содержание кислот в пересчете на

не более 0,0015 %

серную кислоту

содержание органических веществ

не более 0,01 %

содержание сероводорода

не более 10 ppm

содержание мышьяка

отсутствует

содержание селена

отсутствует

содержание железа

отсутствует

содержание марганца

отсутствует

содержание меди

отсутствует

содержание воды

не более 0,2 %

механические загрязнения

отсутствуют

6. Широкая фракция легких углеводородов выпускается со следующими

техническими характеристиками:

состав потока

мольные доли

массовые доли

метан

0,001599

0,000491

этан

0,019110

0,011001

пропан

0,546837

0,461629

изобутан

0,097450

0,108434

н-бутан

0,185367

0,206260

изопентан

0,050630

0,069932

н-пентан

0,044586

0,061583

2,3-метилбутан

0,001905

0,003143

2-метилпентан

0,009526

0,015715

3-метилпентан

0,007620

0,012572

н-гексан

0,019051

0,031430

сероводород

0,003635

0,002372

метилмеркаптан

0,004899

0,004511

этилмеркаптан

0,003499

0,004162

изопропилмеркаптан

0,002362

0,003444

тетрабутилмеркаптан

0,001925

0,003323

Итого

1,000000

1,000000

266

молекулярная масса ШФЛУ, кг/кмоль

52,236

массовая доля компонентов, %:

вода

0,00

водород

0,00

метан

0,05

этан

1,10

пропан

46,22

изобутан

10,86

н-бутан

20,65

изопентан

7,00

н-пентан

6,17

сумма прочих компонентов

7,95.

7. Фракции марки СПБТ, соответствующие требованиям ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия», имеют физико-химические характе-

ристики:

массовая доля компонентов, %:

сумма метана, этана и этилена, не менее

не нормируются

сумма пропана и пропилена, не менее

не нормируется

сумма бутанов и бутиленов

не более 60,0

объемная доля жидкого остатка

при 20 ^оС, %, не более

1,6

избыточное давление насыщенных паров, МПа,

при температуре:

+45 ^оС, не более

1,6

–20 ^оС, не менее

не нормируются

массовая доля сероводорода

и меркаптановой серы, %, не более

0,013

в том числе сероводорода, не более

0,003

содержание свободной воды и щелочей

отсутствие

интенсивность запаха, баллы, не менее

3,0

8.

Пропановая фракция марки А, соответствующая требованиям ТУ

0272-023-00151638-99 «Фракция пропановая. Технические условия»:

массовая доля компонентов, %:

сумма метана, этана, не более

2,0

сумма пропана и пропилена, не менее

96,0

в том числе пропилена, не более

0,2

сумма бутанов, не более

3,0

сумма пентанов и выше, не более

отсутствие

массовая доля сероводорода, %, не более

0,003

содержание свободной воды и щелочей

отсутствие.

267

Модель разработки АГКМ

Годовая

Годовой темп

Годовая добы-

Средний дебит

Давлени

отбора газа

Среднегодовой

добыча

ча конденсата

по газу сепара-

Годы

газа,

от балансовых

потенциал С_5+В,

стабильного,

ции, тыс.

запасов лицензи-

г/м

3

газа сеп.

пласто-

млрд м³

тыс. т

м³/сут.

онного участка, %

вое

2000

9

0,47

257

2313

296

53,0

2002

10

0,55

257

2699

311

51

2004

12

0,63

257

3084

325

48

2006

12

0,63

257

3084

309

46

2008

12

0,63

257

3084

302

44

2010

12

0,63

257

3084

302

42

2012

12

0,63

257

3084

302

40

2014

12

0,63

253

3034

302

39

2016

12

0,63

244

2933

302

37

2018

12

0,63

234

2812

302

35,6

2020

12

0,63

229

2748

302

34,9

268

9. Бутановая фракция марки БТ, соответствующая требованиям ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия», выпускается со следующи-ми физико-химическими характеристиками сжиженного газа:

массовая доля компонентов, %:

сумма метана, этана и этилена, не более

не нормируется

сумма пропана и пропилена, не менее

не нормируется

сумма бутанов и бутиленов, не менее

60,0

сумма бутанов и бутиленов, не более

не нормируется

объемная доля жидкого остатка при 20 °С, %, не более 1,8

избыточное давление насыщенных паров, МПа,

при температуре:

+45 °С, не более

1,6

–20 °С, не менее

не нормируется

массовая доля сероводорода

и меркаптановой серы, %, не более

0,013

в том числе сероводорода, не более

0,003

содержание свободной воды и щелочей

отсутствие

интенсивность запаха, баллы, не менее

3,0.

10. Пропан-бутановая фракция, соответствующая требованиям ГОСТ 27578-87 «Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транс-порта, марка ПБА. Технические условия», имеет следующие физико-

химические характеристики:

массовая доля компонентов, %:

сумма метана, этана и этилена, не менее

не нормируется

сумма пропана и пропилена, не менее

50,0

сумма бутанов и бутиленов, не менее

не нормируется

объемная доля жидкого остатка

при 40 °С, %, не более

отсутствие

избыточное давление насыщенных паров, МПа,

при температуре:

+45 °С, не более

1,6

–20 °С, не менее

0,07

массовая доля сероводорода

и меркаптановой серы, %, не более

0,01

в том числе сероводорода, не более

0,003

содержание свободной воды и щелочей

отсутствие.

269

11. Фракция НК – 75 °С соответствует следующим техническим ха-

рактеристикам:

массовая доля компонентов, %:

изопентан

17,99

(не нормируется)

н-пентан

21,34

(не нормируется)

циклопентан

1,48 (не нормируется)

2,2-диметилбутан

0,53 (не нормируется)

2,3-диметилбутан

2,29 (не нормируется)

2-метилпентан

12,77

(не нормируется)

3-метилпентан

9,98 (не нормируется)

н-гексан

23,31

(не нормируется)

метилциклопентан

4,06 (не нормируется)

бензол

1,55 (не нормируется)

циклогексан

1,82 (не нормируется)

сумма углеводородов С_7+В

0,27 (не нормируется)

содержание серы, ppm

200,0 (не более 300,0)

содержание азота, ppm

20,0 (не более 30,0)

содержание воды, ppm

отсутствие (не более 5,0)

содержание хлора, ppm

отсутствие (не более 1,0)

12. Фракция 85–180 °С (некондиционный бензин) выпускается со сле-

дующими техническими характеристиками:

массовая доля компонентов, %:

циклопентан

отсутствие (не более 0,10)

н-гексан

0,10 (не более 0,20)

метилциклопентан

0,07 (не более 0,20)

циклогексан

0,76 (не более 1,50)

содержание серы, ppm

отсутствие (не более 500,0)

содержание азота, ppm

отсутствие (не более 20,0)

содержание воды, ppm

отсутствие (не более 20,0)

испытание на медной пластинке

выдерживает

фракционный состав, °С:

НК

105,0

(не ниже 85,0)

10 % перегоняется при температуре

112,0

(не нормируется)

30 % перегоняется при температуре

121,0

(не нормируется)

50 % перегоняется при температуре

131,0

(не нормируется)

70 % перегоняется при температуре

143,0

(не нормируется)

90 % перегоняется при температуре

161,0

(не нормируется)

КК

173,0

(не выше 180,0)

270

13. Фракция изопентановая, соответствующая требованиям ТУ 38.101494-79 «Фракция изопентановая. Технические условия», соответст-

вует техническим характеристикам:

массовая доля компонентов, %:

изопентан

82,6 (не нормируется)

н-пентан

4,0 (не более 5,0)

циклопентан

0,001 (не нормируется)

2,2-диметилбутан

отсутствие (не нормируется)

2,3-диметилбутан

отсутствие (не нормируется)

2-метилпентан

отсутствие (не нормируется)

3-метилпентан

отсутствие (не нормируется)

упругость паров при 37,8 °С, МПа

0,185

испытание на медной пластинке

выдерживает.

14. Изомеризат марки Д, соответствующий требованиям ТУ 38.301.04-52-96 изм. 4 «Бензин нестабильный. Технические условия», имеет сле-дующие физико-химические характеристики:

плотность при 20 °С, кг/м³

не нормируется

фракционный состав, °С:

определение обязательно

температура начала кипения, не ниже

33,0

50 % перегоняется при температуре, не выше

не нормируется

температура конца кипения, не выше

95,0

массовая доля серы, %, не более

0,05

содержание фактических смол,

мг на 100 см³, не более

5,0

детонационная стойкость: октановое число

по моторному методу, не менее

74,0

испытание на медной пластинке

выдерживает

массовая доля ароматических

углеводородов, %, не более

1,0

массовая доля олефиновых

углеводородов, %, не более

не нормируется

давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более

700,0

концентрация свинца, г/дм³ топлива, не более

не нормируется

содержание водорастворимых кислот и щелочей

отсутствие

содержание механических примесей и воды

отсутствие.

15. Характеристика бензинов для автомобильного транспорта неэти-лированные, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51105-97 «Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Техниче-ские условия», приведена в табл. 28.

271

Таблица 28

Физико-химические и эксплуатационные показатели автомобильных бензинов

Показатель

Бензин-80

Бензин-92

Бензин-95

Супербензин-98

Октановое число по моторному

76,0

85,0

85,2

88,0

методу, не менее

Октановое число по исследова-

80,0

91,0

95,0

98,0

тельскому методу, не менее

Концентрация свинца, г/дм³,

–

0,010

–

не более

Концентрация марганца, мг/дм³,

50,0

18,0

Отсутствие

не более

Концентрация фактических смол,

–

5,0

–

мг на 100 см³ бензина, не более

Индукционный период бензина,

–

360,0

–

мин. не менее

Массовая доля серы, %, не более

–

0,05

–

Объемная доля бензола, %,

–

5,0

–

не более

Испытание на медной пластинке

–

Выдерживает класс 1

–

Внешний вид

–

Чистая, прозрачная

–

жидкость

Плотность при 15 ^оС, кг/м³

700,0–750,0

725,0–780,0

725,0–780,0

725,0–780,0

16. Дизельное топливо марки ДЛЭЧ, соответствующее требованиям ТУ 38.1011348-90, изм. 1 «Топливо дизельное экологически чистое. Тех-нические условия», имеет технические характеристики стабильно гидро-очищенной дизельной фракции 180–350 °С:

цетановое число не менее 45

фракционный состав, °С:

50 % об. перегоняется при температуре 243,0–245,0

(не выше 280,0)

96 % об. (КК) перегоняется при температуре 320,0–322,0

(не выше 360,0)

вязкость кинематическая при 20 °С, 2,80–2,89

мм²/с (сСт) (2,0–6,0)

температура застывания, °С не выше –10

предельная температура фильтруемости, °С не выше –5

температура вспышки, определяемая

в закрытом тигле, °С: 68,0–69,0

для дизелей общего назначения не ниже 40,0

для тепловозных и судовых дизелей не ниже 62,0

массовая доля серы, % 0,02–0,05

(не более 0,05)

испытание на медной пластинке выдерживает

кислотность, мг КОН на 100 см³ топлива не более 5,0

зольность, % не более 0,01

коксуемость 10 %-го остатка, % не более 0,2

272

цвет в единицах ЦНТ, не более 2,0

содержание механических примесей отсутствие

плотность при 20 °С, кг/м³ 841,4–842,3

(не более 860,0).

17. Мазут-100 (фракция 350-КК), соответствующий требованиям ГОСТ 10585-99 «Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия», имеет следующие физико-химические характеристики:

вязкость при 50 °С, не более:

условная, градусы ВУ

не нормируется

кинематическая, м²/с (сСт)

не нормируется

вязкость при 80 °С, не более:

условная, градусы ВУ

16,0

кинематическая, м²/с (сСт)

118,0·10^-6 (118,0)

вязкость при 100 °С, не более:

условная, градусы ВУ

6,8

кинематическая, м²/с (сСт)

50,0·10^-6 (50,0)

динамическая вязкость при 0 °С, Па с, не более не нормируется

зольность, %, не более для мазута:

малозольного

0,05

зольного

0,14

массовая доля механических примесей,

%, не более

1,0

массовая доля воды, %, не более

отсутствие.

Таблица 29

Усредненный компонентный состав пластового газа АГКМ

Состав газов

Состав пластового газа, % мол.

СН₄

53,14

С₂Н₄

2,60

С3Н8

0,99

i-C₄H₁₀

0,24

n-C₄H₁₀

0,59

i-C₅H₁₂

0,26

n-C₅H₁₂

0,22

C6H14

0,47

C7H16

0,45

C8H18

0,40

C9H20

0,39

C10H22

1,72

N₂

0,37

CO₂

12,09

H₂S

25,97

RSH

0,05

CO

0,05

Всего

100,00

С5+

3,91

273

Молекулярная масса в пластовом газе, г/моль С₅₊ – 142; С₁₀₊ – 200. Молярная доля газа сепарации в пластовом газе – 0,877. Молярная доля «сухого» газа в пластовом газе – 0,961.

Примечание. Для компонентов, указанных в табл. 29, в том числе суммы кислых газов (сероводород + углекислота), кроме метана, возможны колеба-ния в пределах 20 %; соотношение H₂S/CO₂ в диапазоне от 1 до 1,7:

молекулярный вес С_10+В – 210 г/моль; потенциальное содержание с_5+В – 257 г/нм³ пластового газа.

При температуре и давлении пласта газ насыщен водой на 100 %. Кроме того, газ содержит сероорганические соединения (в пересчете

на серу) – 10 г/нм³ со следующим составом: меркаптаны (всего) – 2,2 г/нм³,

из которых: С₁ С₄ – 1,8 г/нм³

С_5+В – 0,4 г/нм³

сероуглерод – 0,02 г/нм³ сероокись углерода – 1,0 г/нм³ дисульфиды – 0,8 г/нм³ сульфиды – 2,0 г/нм³

тиофены и тиофаны – 3,98 г/нм³. Вода, содержащаяся в газе:

вода конденсации, рассчитанная на базе насыщения в пластовых условиях;

пластовая вода, не более 5 г/нм³; разбавленный раствор соляной кислоты, 30 % масс. периодически,

не более 1 г/нм³; глинистый раствор, периодически, не более 0,1 г/нм³;

ингибитор коррозии, применяемый на промысле; метанол, периодически, в зимний период, не более 1 г/нм³.

Также газ содержит механические примеси в количестве не более

0,1 г/нм³.

Параметры поступающего на завод пластового газа:

рабочее давление – 69–70 кг/см² (абс); АГПЗ-III – 80–85 кг/см² (абс); расчетное давление – 112 кг/см² (абс); температура +15… +40 °С.

274

Рис. 14. Схематический геологический разрез по зонам на Астраханском

275

Рис. 15. Схема сопоставления геолого-геофизических разрезов сверхглубоки (девонско-каменноугольный комплекс отложений)

276

Рис. 16. Распеределение коллекторов в подсолевом массиве горных пород, скважины: Правобеоежная 1, Володарская 1, Девонская 3, Табаковская 1

277

Рис. 17. Сводный геологический разрез Астраханского свода

278

Рис. 18. График строительства параметрической скважины № 1 Правобережная

279

Рис. 19. График строительства поисковой скважины № 1 Девонская

280

Рис. 20. График строительства поисковой сважины № 2 Девонская

281

Рис. 21. График строительства поисковой сважины № 3 Девонская

282

Рис. 22. Дифференциация разреза солевого массива по диаграммам ГИС

283

Рис. 23. Конструкция скважин АГКМ в сводах соляных куполов (литология, стратификация, осложнения, типы буровых растворов)

284

Рис. 24. Конструкция скважин АГКМ в межсолянокупольных мульдах (литология, стратификация, осложнения, типы буровых растворов)

285

Рис. 25. Гидрогеологическая обстановка АГКМ

286

Рис. 26. Карта минерализации природных вод продуктивного комплекса

287

Рис. 27. АГКМ. Опорный гидрогеологический разрез

288

Рис. 28. Астраханское месторождение.

Изменение содержания основных солеобразующих ионов состава пластовой воды в разных условиях

Газонефтяное месторождение им. Юрия Корчагина

Приурочено к структуре Широтная, которая относится к Ракушечному валу (шельф Каспийского моря). Структура широтная выделяется по юр-ским и меловым отложениям. На структуре пробурено две скважины.

скв. № 1 испытаны четыре интервала: 1 интервал (1 544–1 554,5 м) – дебит нефти – 377,5 м³/сут.; дебит газа – 123,7 тыс. м³/сут. (штуцер 15,88 мм). 2 интервал (1 510–1 528 м) дебит конденсата – 11,3 м³/сут.; дебит газа – 171,6 тыс. м³/сут. (штуцер 15,88 мм). 3 интервал – (1 462–1 495 м) дебит кон-денсата – 27,8 м³/сут.; дебит газа – 399,6 тыс. м³/сут., К/содерж. – 73,1 г/м³ (штуцер 15,88 мм). 4 интервал (1 359–1 402 м) дебит газа – 28,3 тыс. м³/сут. (штуцер – 9,53 мм).

скв. № 2 из терригенных альб-аптских отложений получен приток газа, интервал: 1 501–1 536 м, дебит конденсата – 34,5 м³/сут., дебит газа – 479 тыс. м³/сут. Средневзвешенное значение коэффициента пористости по ГИС равно 19 %, коэффициента нефтенасыщенности – 0,8 %.

289

Физико-химическая характеристика нефти: начало кипения –50 °С; температура застывания – –5 °С; содержание парафина – 6,8 %; смол – 1,65 %; асфальтенов и серы около – 0,1 %. Плотность сепарированной нефти 0,819 г/см³, газосодержание 125,7 м³/т.

Залежь нефти, вскрытая в интервале 1, относится к верхнеюрским от-ложениям волжского яруса. Залежь приурочена к 13-метровой пачке доло-митов буровато-серых, скрытозернистых, неравномерно выщелоченных, каверново-пористых, неравномерно трещиноватых, пористость достигает 23–27 %. Перекрываются доломиты 4-метровым пластом плотных непро-ницаемых глин готерива. Вышележащие нижнемеловые отложения пред-ставлены терригенной толщей – 338 м, трансгрессивно залегающей на об-разованиях верхней юры. О стратиграфическом несогласии свидетельству-ет отсутствие верхневолжских, берриасских и валанжинских отложений, а также наличие в основании меловой толщи базальных конгломератов.

В нижнемеловом комплексе по литолого-фациальным особенностям пород, их фильтрационно-емкостным свойствам, характеру нефтегазона-сыщенности можно выделить два природных резервуара: неокомский и апт-альбский.

Неокомский природный резервуар представлен коллекторами грану-лярного типа, приурочен к пластам алеврито-песчаных пород готеривского и барремского ярусов. Мощность коллекторов от 0,5 до 15,2 м, преоблада-ют 1,2–2,6 м. Коллекторы переслаиваются с непроницаемыми глинистыми пластами. Пористость достигает 25 %, коэффициент газонасыщенности со-ставляет 0,79. В неокоме выявлена газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.

Апт-альбский резервуар представлен мощной (261 м) толщей переслаи-вания алевритов и глин. Продуктивная часть разреза содержит две несооб-щающиеся газоконденсатные залежи – по одной в отложениях апта и альба. Породы-коллекторы гранулярного типа представлены маломощными (до 5 м) пластами крупнозернистых алевритов. Пористость достигает 20–27 %.

Западно-Сургутское нефтяное месторождение

Расположено в Тюменской области в 20 км на северо-запад от г. Сур-гут. Открыто в 1962 г. Мезо-кайнозойские отложения имеют мощность 2 800–2 950 м. Промышленная нефтеносность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). При-урочено к локальному поднятию площадью 190 км² в центральной зоне Сургутского свода. По кровле продуктивного пласта в верхней части разре-за вартовской свиты складка оконтуривается изолинией 2 015 м при ампли-туде 45 км. Залежи нефти выявлены в шести пластах отложений нижнего мела и в одном пласте юры. Все залежи с коллекторами порового типа. От-крытая пористость песчаников снизу вверх по разрезу увеличивается от 15 до 25,9 %, проницаемость с глубиной уменьшается от 0,71 до 0,03 мкм².

290

По типу ловушек залежи относятся к антиклинальным с литологическим ограничением, за исключением одной залежи в верхней части вартовской свиты, которая имеет ловушку чисто антиклинального типа. Режим залежей упруговодонапорный. Все залежи являются нефтяными. Плотность нефти 0,894–0,887, выход фракций до 300 °С составляет 32,8–33,3 %, содержание серы 1,56–1,93 %, парафинов 2,98–3,21 %, асфальтенов 1,23–2,4 %. В пласто-

вых условиях нефть содержит в среднем 40–48 м³/т растворенного газа.

Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на севере Тюменской области в среднем течении р. Пур. Открыто в 1972 г. Приурочено к брахиантиклинальному поднятию на се-верном окончании Верхнепурского мегавала, имеющему по кровле сено-манского продуктивного горизонта размеры 8 × 40 км и амплитуду 70 м. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложени-ях, шесть газоконденсатных (часть из них с нефтяными оторочками) и од-на нефтяная залежь в нижнемеловых отложениях.

Газовая залежь в сеноманских отложениях приурочена к горизонту на глубинах 1 060–1 140 м. Пористость коллектора 0,6–41 %, проницаемость 0,0006–4,3 мкм². Толщина турон-палеогеновой глинистой покрышки до 650 м.

Абсолютно свободные дебиты газа 1 200–4 800 тыс. м³/сут. Т_пласт. = 30–34 °С. Залежь массивная высотой 47 м.

Газоконденсатные залежи приурочены к нижнемеловым отложениям низов вартовской и верхов мегионской свит на глубинах от 2 450 до 2 650 м. Пористость коллекторов 16–24 %, проницаемость 0,0003–0,4 мкм². Абсо-лютно свободные дебиты газа 70–1850 тыс. м³/сут. Т_пласт. = 72–78 °С. Залежи пластовые, сводовые. Высота газовой части залежей до 70 м. Верхние две залежи имеют нефтяную оторочку высотой 10–15 м.

Нефтяная сводовая залежь приурочена к отложениям ачимовской тол-щи, имеет высоту 20 м. Дебит нефти 16,5 м³/сут. Начальное пластовое давле-ние в 1,4 раза превышает нормальное гидростатическое. Т_пласт. = 96 °С.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на севере Западной Сибири, в 550 км восточнее устья р. Обь. Открыто в 1965 г. Находится в пределах Русско-тазовской межбас-сейновой территории. Заполярная брахиантиклиналь с амплитудой по кровле юры 350 м, с углами наклона до 1º20' имеет размеры 30 × 50 км, вытянута с юго-запада на северо-восток. Промышленная нефтегазонос-ность связана с поровыми коллекторами туронского, сеноманского, бар-ремского, готеривского и валанжинского ярусов.

Туронская газовая пластовая сводовая залежь приурочена к низу бере-зовской свиты. Высота залежи 130 м. Сеноманская газовая массивная сво-довая залежь приурочена к верхам покурской свиты. Открытая пористость песчаников 25–30 %, проницаемость 1–5 мкм². Толщина глинистой по-

291

крышки 40–45 м. Дебиты газа от 0,9 до 6,9 млн м³/сут. В газонасыщенных песчаниках содержится незначительное количество (5–7 %) пленочной нефти. Высота залежи 228 м.

Промышленная нефтегазоносность нижнемеловых отложений связана

отложениями мегионской и вартовской свит. Эти отложения включают одну газоконденсатную пластовую сводовую залежь и 5 газоконденсатных

нефтяной оторочками, из них 4 залежи антиклинальные и одна литологи-чески ограниченная. Толщина глинистых покрышек от 4 до 15 м. Дебиты газа более 700 тыс. м³/сут., нефти до 22,4 м³/сут.

На месторождении выделяется одна региональная туронская покрыш-ка; остальные покрышки над залежами имеют зональное распространение. Глубина залегания сеноманской залежи 1 130 м, нижнемеловых залежей от 2 480 до 3 270 м. Состав газа сеноманской залежи: СН₄ 98,8 %, ТУ 0,18 %. Н₂S отсутствует. В нижнемеловых отложениях плотность нефти 0,789.

Нефтяное месторождение им. Романа Требса

Расположено в 234 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1987 г. Месторождение по запасам относится к категории крупных. Около 80 % извлекаемых запасов нефти содержится во II пласте нижнедевонской залежи, площадь нефтеносности которой 140 км². Месторождение распо-ложено в северной части Хорейверской впадины в пределах Садаягинской ступени. Ловушка – антиклинальная складка, разбитая разноамплитудны-ми разломами северо-западного простирания на 3 блока: Западный, Цен-тральный и Восточный. На месторождении установлены 3 залежи нефти в карбонатных отложениях нижнего девона в пластах А, I, II, залежь в кар-бонатных отложениях доманикового горизонта верхнего девона средне-франского подъяруса, 2 залежи в карбонатах верхнее-среднефранского возраста, включающих отложения евлано-ливенского, доманикового, вет-лосянского и сирачойского горизонтов верхнего девона верхневерхоянско-го подъяруса. Залежи нефти в отложениях нижнего девона и доманикового горизонта верхнего девона пластовые, стратиграфические и тектонически экранированные, а залежи в карбонатах верхнего девона массивные. Глу-бина залегания нижнедевонских залежей 4 000–4 200 м, в верхнем девоне – 3 600–3 900 м. Коллекторы нижнедевонских залежей – мелкозернистые доломиты, слабопористые, кавернозные, трещиноватые. Пористость до 8 %, проницаемость до 0,6 мкм². Коллекторы верхнедевонских залежей – доломиты и известняки, пористые, трещиноватые с чередованием плотных и проницаемых разностей. Пористость 8–10 %, проницаемость 0,4 мкм². Пластовое давление и температура на глубине 4 016 м – 44,1 МПа и 94 ºС, а начальный дебит по залежи Д₁ – II – 117 м³/сут. Нефти основной залежи легкие (0,825 г/см², маловязкие 98,64 МПа × с), высокопарафинистые (7,3 %) и малосернистые (0,4 %).

292

Комсомольское газовое месторождение

Расположено на севере Западной Сибири в верховьях р. Пур, в 450 км к юго-востоку от устья р. Обь. Открыто в 1966 г. Находится в пределах Пурпейской межбассейновой территории, приурочено к Пякупурскому ку-половидному поднятию на Северном своде. Промышленная газоносность связана с отложениями сеномана (покурская свита). Газовая массивная вы-сокодебитная залежь заключена в пластах песчаников с прослоями алевро-литов и глин. Пласты гидродинамически связаны между собой и образуют единую ловушку, контролируемую глинистой покрышкой позднемелово-го-палеогенового возраста, общая толщина 750–1 000 м. Открытая порис-тость песчаников возрастает от крыльев поднятия к его сводовой части от

23–25 до 30–35 %, проницаемость – от 0,15–0,25 до 0,74–1,06 мкм². Дебит газа 800–9 060 тыс. м³/сут., высота залежи 120 м. ГВК незначительно на-клонен в северном направлении. Глубина залегания сеноманской залежи

850–1 000 м. В составе газа СН₄ 97,6 %.

Красноборское нефтяное месторождение

Расположено на восточном окончании Калининградского вала. От-крыто в 1963 г., разрабатывается с 1975 г. Красноборская брахиантикли-наль размерами 8 × 4 км, амплитудой 80 м (по изогипсе – 1970 м) на юге и востоке осложнена тектоническими нарушениями амплитудой до 200 м. Продуктивные песчаники среднекембрийского возраста залегают в сред-нем на глубине 1 900 м. Залежь пластовая, тектонически экранированная, высотой 25 м. Эффективная мощность песчаников 14,8 м, открытая порис-тость 13 %. Начальное пластовое давление 21,8 МПа при давлении насы-щения 1,97 МПа и газовом факторе 10,1 м³/т. Начальные дебиты нефти достигали 180 м³/сут.

Лянторское газонефтяное месторождение

Расположено в тюменской области к северо-западу от г. Сургут. От-крыто в 1966 г. Мезо-кайнозойские отложения имеют толщину 3 100 м. Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего мела (вартовская сви-та). Месторождение приурочено к поднятию на западном погружении Сур-гутского свода. Структура 70 × 24 км имеет меридиональное простирание и оконтуривается изогипсой – 2 050 м при амплитуде 53 м. Залежи в коллек-торах порового типа выявлены в трех пластах. Открытая пористость песча-ников 24–28 %, проницаемость 0,08–0,35 мкм². Пласты гидродинамически взаимосвязаны и образуют единую антиклинальную залежь массивного ти-па. Залежь нефтяная (высота 18 м) с газовой шапкой (35 м). Дебит нефти 70–164 м³/сут., газа 91,4 760 тыс. м³/сут. Нефть алкано-циклановая, плот-ность – 0,866. Содержание (%): серы – 0,85, парафинов 3,23, асфальтенов 1,7, силикагелевых смол 8,3. Газ газовой шапки метановый, содержащие (%) 6 ТУ 2,6–5,38, углекислого газа 0,35–0,44, азота 0,46–0,95.

293

Медвежье газоконденсатное месторождение

Расположено на севере Западной Сибири на правом берегу р. Надым, в 340 км восток-юго-восточнее г. Салехард. Открыто в 1966 г. Месторож-дение находится в пределах Надым-Парусовского бассейна и приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям, которые по сеноман-ским отложениям объединяются в одну крупную асимметричную структу-ру – Медвежий мегавал (25 × 125 км), вытянутый в близком к субмеридио-нальному направлению и контролируемый крупной флексурой в нижней части чехла. Промышленная газоносность связана с отложениями сено-манского и валанжинского возрастов (покурская и мегионская свиты).

Основная массивная залежь газа приурочена к верхам покурской сви-ты. Открытая пористость продуктивных песчаников от 24–25 до 30–35 %, проницаемость от 0,48 до 0,95 мкм². Эффективная толщина продуктивной части разреза составляет 60–65 % от общей мощности и увеличивается к сводовой части Медвежьего мегавала. Дебит газа 10–11 млн м³/сут. Высота залежи 114–126 м. Толщина глинистой покрышки 580–600 м. В нижнеме-ловых отложениях установлены две газоконденсатные пластовые залежи, перекрытые толщей глин мощностью до 70 м. Глубина залегания сеноман-ской залежи 1 060–1 174 м, нижнемеловых залежей 2 900–3 000 м. Сено-манский газ содержит 98,4 % СН₄.

Окружное нефтяное месторождение

Приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке. Открыто в 1971 г. Расположено на берегу Охотского моря: западная его половина на-ходится на территории острова (Сахалин), а восточная – в акватории Охот-ского моря. Свод складки сложен породами барской свиты. На западном крыле углы падения 15–30°, на восточном они несколько круче. Кроме то-го, восточное крыло осложнено продольным разрывом. Плотность нефти – 828,1 кг/м³, содержание серы – 0,21, парафина – 0,66 %.

Оренбургское газоконденсатное месторождение

Находится к югу от г. Оренбург; открыто в 1967 г. Приурочено к ва-лообразному поднятию в северной части Соль-Илецкого выступа фунда-мента, расположенного в зоне сочленения Прикаспийской впадины и Пре-дуральского краевого прогиба. Подсолевые отложения залегают здесь на 1,5–2 км выше, чем в Бузулукской впадине и Предуральском прогибе; ха-рактерно общее погружение на юг. В подсолевых нижнепермских отложе-ниях сейсморазведкой выявлен Оренбургский вал, осложненный соляно-купольными поднятиями в надсолевых отложениях. Вал широтного про-стирания 100 × 18–22 км с амплитудой по крутому северному крылу около 700 м; южное крыло образует пологую моноклиналь.

294

Разрез сложен толщей ордовика (более 700 м), девона (выпадает из разреза в своде поднятия), карбона и нижней Перми. Ордовик представлен темно-серыми и зеленовато-серыми аргиллитами, алевролитами и песчани-ками. На северном крыле вала вскрыты светло-серые песчано-алевритовые породы фамена. Выше залегают доломитизированные известняки турне толщиной 143–261 м; в вышележащих отложениях карбона и подсолевой перми преобладают чистые органогенные известняки – водорослевые, фо-раминиферовые, детритовые, коралловые и другие с редкими прослоями глинистых известняков, мергелей и глин. Суммарная толщина карбонатных пород 1 125–1 275 м. Широко развиты кавернозность и трещиноватость; ха-рактер коллекторов неоднородный. Структурные планы в отложениях па-леозоя в общем совпадают. Амплитуда поднятия книзу возрастает. Строе-ние надсолевого комплекса более сложное; кровля соли фиксируется на от-метках от 0 до 100 м в сводах куполов и до 500–700 м в межкупольных про-гибах. Размеры куполов небольшие (диаметр 3–5 км); всего здесь выявлено 17 солянокупольных поднятий; мощность соли в штоках до 1 400 м.

Газовые (газоконденсатные) залежи приурочены к среднекаменноуголь-но-артинским отложениям (к башкирско-верейским) и к нижней перми (к нижнее – верхнефилипповскому горизонтам). Основная залежь находится в башкирско-верейских отложениях на глубине 1 300–1 800 м. Этаж газонос-ности 530 м. Начальное пластовое давление 21 МПа. Газонасыщенные из-вестняки занимают 18–40 % общей мощности известяков. ГВК на – 1 750 м. Дебит от 0,2 до 1 млн м³/сут. Состав газа (%): СН₄ 83,6; С₂Н₆ 4,8; С₃Н₈ 1,6; N₂ 4,6; Н₂S 4,57; СО₂ 0,83. Более глубокая башкирско-верейская залежь от-крыта в 1972 г. Дебит до 500 тыс. м³/сут.; пластовое давление на глубине 2 265 м равно 24,8 МПа, температура 39 °С, состав газа аналогичный.

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 67 км к ЮВ от г. Оха и в 17 км от берега. Открыто в 1986 г., по запасам относится к катего-рии крупных. Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне. Месторож-дение контролируется крупной антиклинальной складкой, осложненной тре-мя куполами – Пильтунским, Южно-Пильтунским и Астохским. Амплитуда каждого – от 100 до 200 м. Антиклиналь осложнена сбросами амплитудой 20–40 м, которые разделяют структуру на ряд блоков и контролируют рас-пространение залежей по площади. Углы падения слоев на западном крыле 10–12°, на восточном – 8–10°. Нефтегазоносны терригенные отложения ниж-ненутовской подсвиты нижнего миоцена. Доказана продуктивность 13 пла-стов. Глубина кровли верхнего – 1 300 м, нижнего – 2 334 м. Пористость от 22 до 24 %, температура 50,5–73 °С. Плотность нефти 0,874–0,876 г/см³, вяз-

кость 0,11–0,5 МПа × с, содержание серы 0,12–0,27 %, парафина 0,21–2,56 %,

смол и асфальтенов 2,5–4,3 %. Плотность газа по воздуху 0,604–0,638; газ со-держит метана 94,11–91,75 %, углекислого газа 0,52 %, азота 0,28–0,84 %.

295

Правдинское нефтяное месторождение

Расположено в Тюменской области, в 100 км на запад-юго-запад от г. Сургут. Открыто в 1964 г. Мезозойско-кайнозойские отложения имеют толщину до 3 300 м. Нефтеносность связана с отложениями верхней юры (баженовская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Ме-сторождение приурочено к локальному поднятию на юго-западном погру-жении Сургутского свода. Поднятие представляет собой брахиантикли-нальную складку субмеридионального простирания, имеет амплитуду 65 м и размеры 33 × 16 км. Залежи выявлены в девяти пластах. Залежь в отло-жениях баженовской свиты имеет коллектор трещинного типа, все осталь-ные – с коллекторами порового типа. Открытая пористость коллекторов снизу вверх в среднем увеличивается от 14 до 25 %, проницаемость изме-няется от 0,03 до 0,3 мкм². Залежи относятся к антиклинальным литологи-чески ограниченным на периклиналях. Режим залежей водонапорный. За-лежь в отложениях баженовской свиты водой не подпирается и обладает аномально высоким пластовым давлением. Все залежи нефтяные. Дебиты от 18 до 150 м³/сут. Нефти алкано-циклановые, плотность сверху вниз от 0,902 до 0,840, содержание (%): серы от 1,72 до 0,72, смол силикагелевых от 10,7 до 5,57, асфальтенов от 5,88 до 0,53, парафинов от 3,42 до 2,55. Газ, растворенный в нефти состоит из (%): метана 89,6–46,2, тяжелых углево-

дородов 48,5–2,5, азота 3,48–1,56, углекислого газа 2,94–0,56.

Приразломное нефтяное месторождение

Расположено в 320 км к СВ от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1989 г. По запасам относится к категории крупных. Приурочено к северной перикли-нали вала Сорокина (Варандей-Адзьвинский мегавал). Размеры структуры 22 × 5,5 км, северо-западное простирание, юго-западное крыло осложнено крупным разрывным нарушением амплитудой 50–150 м, прослеживаемым по пермским, каменноугольным и девонским отложениям. Ловушка пла-стовая сводовая, тектонически экранированная. Основной нефтегазонос-ный комплекс – карбонатные каменноугольные и нижнепермские пласты. Глубина залегания нефтяных залежей 2 260–2 288 м. эффективная нефте-насыщенная толщина 32,7 и 20,4 м. Продкутивные пласты сложены из-вестняками пористыми, известняками перекристаллизованными и оолито-выми со средней открытой пористостью 23 и 17 %; проницаемость отло-жений горизонта в среднем 0,15 мкм², второго – 0,08 мкм², температура 52 и 54 º°С. Начальные дебиты нефти из первого горизонта 70 м³/сут., после солянокислотной обработки – 393 м³/сут.; при испытании второго горизон-та дебит нефти составил 19,9 м³/сут. Плотность нефти 908–928 кг/м³, вяз-кость 8,2–12 МПа с, содержание серы 1,89–2,3 %, парафина 0,14 и 0,12 %.

296

Ромашкинское нефтяное месторождение

Расположено в Татарии в пределах Альметьевского района. Открыто в 1948 г. Приурочено к платформенной структуре (размеры 65 × 70 км), ос-ложняющей центральную часть Южно-Татарского свода. Амплитуда по фундаменту и девонским отложениям составляет 50 м. Мощность отложе-ний чехла 1 700 м. Разрез сложен породами от девонского до пермского возраста включительно. Нефтегазоносность в основном связана с терри-генными и в меньшей степени с карбонатными отложениями девона и кар-бона. В терригенной толще девона выделяется пять нефтегазоносных гори-зонтов, представленных песчаниками и алевролитами, развитыми на большей части месторождения. Пористость коллекторов колеблется от 10 до 24 %, проницаемость от 0,01 до 1,1 мкм².

С терригенной толщей карбона связано два пласта, сложенных песча-но-алевролитовыми породами, характеризующимися непостоянством соста-ва и развития по площади. Открытая пористость колеблется от 8 до 24 %, проницаемость от 0,005 до 0,350 мкм². В терригенном девоне преобладают пластовые сводовые, реже встречаются антиклинальные литологически ограниченные залежи. Начальный режим залежей упруго-газонапорный. Плотность нефти колеблется от 0,796 до 0,865. Содержание серы 0,84–0,95, парафина 3,6–5 %. В растворенном газе содержание метана 30–40, тяже-лых УВ 25–50 %. В терригенной толщи карбона преобладают антикли-нально-литологические залежи. Плотность нефтей 0,891–0,924; содержа-ние серы 0,95–4,12, парафина до 3,3 %. В пределах карбонатных толщ де-вона и карбона развиты залежи, связанные с локальными участками порис-

тости известняков. Газовый фактор в пределах месторождения колеблется от 40 до 70 м³/т.

Русское газоконденсатное месторождение

Расположено на севере Западной Сибири, на левом берегу р. Таз, в 575 км к востоку от устья р. Обь. Открыто в 1968 г. Месторождение нахо-дится в пределах Русско-Тазовской межбассейновой территории и приуро-чено к одноименному локальному поднятию в северной части Русско-Часельского мегавала, которое вытянуто в субмеридиональном направле-нии. Его размеры 37,5 × 17,5 км, амплитуда 200 м. Продуктивные отложе-ния представлены песчаниками с прослоями глин, алевролитов и мелкога-лечниковых конгломератов покурской свиты. Открытая пористость песча-ников 25–32 %, проницаемость 0,2–0,5 мкм². Месторождение контролиру-ется региональной глинистой покрышкой кузнецовской свиты мощностью до 40 м. Отложение покурской свиты системой дизъюнктивных нарушений рассечены на шесть тектонических блоков, в каждом из которых образова-лась самостоятельная залежь нефти с газовой шапкой.

Наиболее крупной является залежь восточного блока. Высота залежи 245 м, в том числе газовой шапки – 170 м. В остальных залежах высота га-зовых шапок не превышает 120 м. Высота нефтяной зоны колеблется от 10

297

до 75 м. В западном блоке газовая шапка отсутствует. Плотность нефти 0,942; содержание серы 0,33; парафинов 0,74 %. Состав газа (%): СН₄ 99,17; Не-0,006. Дебиты нефти меняются от 3,6 до 82 м³/сут.; дебиты газа – от 305 тыс. до 3 881 тыс. м³/сут.

Самотлорское нефтяное месторождение

Расположено в широтном течение р. Обь, в 400 км к востоку от г. Ханты-Мансийск. Открыто в 1965 г. Месторождение находится на вос-точном берегу Нижневартовского свода. Амплитуда, максимальная (160 м) по валанжину, вверх по разрезу убывает до 40 м. Промышленная нефтенос-ность связана с отложениями верхней юры, валанжина, готерива и апта. Всего на месторождении установлено 10 залежей в интервале глубин от 1 000 до 2 230 м, из которых одна имеет газовую шапку. Все залежи антикли-нальные, 6 из них осложнены литологическими ограничениями на крыльях. Пласты, содержащие залежи, представлены песчаниками с прослоями алев-ролитов и глин. Проницаемость пород до 0,5 мкм² и более, пористость – 23 %. Мощность глинистых покрышек от 5 до 70 м. Дебит нефти (через шту-цер 8 мм) 100–200 м³/сут.; дебит газа 400–500 тыс. м³/сут. Высота залежей изменяется от 10 до 143 м. Плотность нефти – 0,85; состав (%): сера – 0,58–0,82; парафины – 2,51–4,42. Состав газа небольшой газовой шапки (%):

СН₄ 58,35; ТУ 26,65.

Северо-Ставропольское газовое месторождение

Расположено в Ставропольском крае, в 30 км к западу от г. Ставро-поль. В 1951 г. открыта залежь в хадумском горизонте, в 1956 г. – в эоцене. Месторождение приурочено к Северо-Ставропольско-Пеллагиадинскому куполовидному поднятию, осложняющему Ставропольский свод молодой Скифской плиты. Размеры поднятия 22 × 33 км; оно составлено двумя ло-кальными структурами, разделенными неглубокой (до 5 км) седловиной. Амплитуда этого типично платформенного поднятия 280 м, углы наклона на крыльях до 1 °С.

Общая мощность чехла в своде структуры 1 850 м. Чехол залегает на складчатом палеозойском фундаменте, местами перекрываемом красно-цветными отложениями промежуточного комплекса пермо-триасового и отчасти юрского возраста. На них залегают отложения чехла мелового воз-раста, в нижнем отделе представленные терригенными породами, в верх-нем карбонатными. Далее следуют палеогеновые и неогеновые терриген-ные отложения с прослоями мергелей. Четвертичные отложения представ-лены супесями и песками.

Промышленная газоносность связана с отложениями хадумского го-ризонта (олигоцен) и с зеленой свитой эоцена. Кроме того, небольшие за-лежи приурочены к отложениям чокрака и карагана. Хадумский продук-тивный комплекс представлен песчаниками с подчиненными прослоями глин. Общая эффективная толщина 65–70 м. Газовая залежь зеленой свиты

298

эоцена представлена песчано-глинистыми породами, эффективной мощно-стью 6 м. Залежи пластовые сводовые, хадумская приближается к массив-ной. Газ метановый (99 %), содержание ТУ, СО₂ и N₂ незначительное.

Северо-Уренгойское газоконденсатное месторождение

Расположено на севере Тюменской области в южной части Тазовского п-ова. Открыто в 1970 г. Приурочено к Оликуминскому валу; представляет собой брахиантиклинальную складку 50 × 30 км широтного простирания, амплитуда по кровле сеномана 90 м. На месторождении открыта одна газо-вая залежь в сеноманских отложениях и шесть газоконденсатных – в ниж-немеловых. Сеноманская массивная газовая залежь расположена на глуби-нах 1 130–1 250 м в отложениях покурской свиты. Эффективная толщина коллекторов 20,7 м, пористость 29 %. Толщина турон-палеогеновой покрыш-ки около 600 м. Абсолютно свободные дебиты газа 1 160–4 080 тыс. м³/сут. Пластовая температура 32 °С. Газоконденсатные залежи в неокомских от-ложениях располагаются на глубинах 2 170–3 070 м. Они приурочены к вартовской свите. Дебиты газа 110–640 тыс. м³/сут. (штуцеры 8–19 мм). Пластовая температура 55–79 °С.

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в Красноярском крае. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию (Тэтеринско-Собинский мегавал, цен-тральная часть Катангской седловины, которая разделяет Байкитскую и Не-пско-Ботуобинскую синеклизы). Эта брахиантиклинальная складка субши-ротного простирания размером 55 × 12,5 км, амплитудой 132 м. Месторож-дение из трех залежей в интервале 2 499–2 596 м: две верхние залежи газо-конденсатные с нефтяной оторочкой, нижняя – газонефтяная. Продуктив-ные пласты сложены песчаниками терригенной толщи венда (ванаварская свита), залегающей на размытой поверхности глинисто-доломитовых отло-жений рифейского возраста. Две верхние залежи пластово-сводовые, ниж-няя пластово-массивная. Коллектор поровый, пористость 12–17 %, прони-цаемость 0,001–0,16 мкм². Начальное пластовое давление 30,3–30,6 МПа, температура 31–32 °С. Эффективная толщина 2,4–27,8 м. Дебиты нефти 29 т/сут., газа 101–224 тыс. м³/сут. Плотность нефти 0,824–0,859 г/см³, содер-жание парафина 1,28–3,58 %, серы 0,24–1,28 %, смол 13–14 %. Состав газа: метана 63–75 %, азота 4,2–5,9 %, плотность газа 0,725–0,732. Содержание стабильного конденсата до 93,6–109 г/м³, плотность конденсата 0,698 г/см³.

Советское нефтяное месторождение

Расположено на границе Тюменской и Томской областей, в долине р. Обь. Открыто в 1962 г. Мезо-кайнозойские отложения имеют мощность до 2 900 м. Промышленная нефтеносность связана с отложениями коры выветривания фундамента, юры (тюменская и васюганская свиты) и ниж-него мела (мегионская, вартовская и алымская свиты). Месторождение

299

приурочено к юго-восточной части Нижневартовского свода. По кровле продуктивного пласта в верхних горизонтах нижнего мела оно оконтури-вается изолинией – 1 650 м и представляет собой крупную брахиантикли-наль северо-западного простирания амплитудой 40 м и общей площадью свыше 500 км². Залежи нефти выявлены в 10 песчаных пластах, открытая пористость которых снизу вверх изменяется от 17,6 до 23 %, проницае-мость от 0,103 до 0,280 мкм². Залежи относятся к типу антиклинальных. Две из них в отложениях вартовской свиты имеют на периклиналях лито-логические ограничения. Режим залежей упруговодонапорный.

Залежи в нижнемеловых отложениях преимущественно высокодебит-ные (99–150 м³/сут.), в юрских и в отложениях коры выветривания мало и среднедебитные (6,4–80 м³/сут. через штуцер 8 мм). Нефти алкано-циклановые, плотностью 0,840–0,855, содержание серы 0,6–1,0 %, парафи-

на 1,75–3,7 %, силикановых смол 6,7–8,23 %, асфальтенов 0,7–1,29 %.

Нефть в отложениях коры выветривания алкановая, плотностью 0,840, сера практически отсутствует, смол силикагеоевых 32,0 %, парафина 19,5 %, асфальтенов 0,5 %. В газах, растворенных в нефтях залежей коры выветри-вания и юры, преобладает метан, наблюдается высокая концентрация угле-кислого газа, содержание азота до 10 %. Попутный газ залежей нижнеме-ловых отложений состоит из метана (75–78 %), ТУ (10,0–18,5 %), азота

(2,25 %), углекислоты (2 %).

Среднеботуобинское нефте-газоконденсатное месторождение

Расположено в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антек-лизы в пределах Мирненского свода; приурочено к одноименной структу-ре. Месторождение открыто в 1971 г. Структура имеет размеры 30 × 85 км и амплитуду по кровле продуктивного ботуобинского горизонта 50 м. Оса-дочный чехол толщиной 2 000 м сложен терригенно-карбонатными отло-жениями венда, галогенно-карбонатными породами нижнего-среднего кембрия, пестроцветными терригенно-карбонатными отложениями сред-него-верхнего кембрия и маломощными континентальными образования-ми нижней юры. На площади выделено два основных продуктивных гори-зонта: карбонатный осинский и терригенный ботуобинской.

Ботуобинский горизонт приурочен к базальным слоям иктехской серии (свиты) верхнего венда; сложен серыми, светло-серыми преимущественно кварцевыми песчаниками с редкими маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость 12–19 %, проницаемость 0,1–0,5 мкм², мак-симальная эффективная толщина 25 м. Газонасыщенная мощность карбонат-ной части разреза около 7 м при средней открытой пористости 13 %. Струк-тура с углами падения на крыльях в среднем 30' осложнена рядом малоам-плитудных нарушений. Абсолютные отметки газожидкостных контактов в разных блоках от –1 564 до –1 596 м. Залежь сводовая с элементами литоло-гических ограничений. Пластовая температура от 7 до 15 °С. Состав газа (%):

СН₄ 83-89; N₂ 3,4-8,9; СО₂ 0,1-0,2; ТУ 7,8-11,7. Нефти терригенных горизон-

300

тов имеют плотность 0,857–0,878; их состав (%): асфальтены 1,6–4; смолы 11–29; масла до 68; парафин 0,8–2,4; сера 0,8–1,55. В карбонатных горизон-тах плотность нефти до 0,894.

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в 250 км западнее г. Ленска. Открыто в 1984 г. Площадь месторождения 242 км². приурочено к центральной части Талаканского поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры структуры по изогипсе 1 100 м, 65 × 37 км, амплитуда 150 м. Структура разбита разрывными нару-шениями на три блока – Центрально-Талаканский, Таранский и Восточно-Талаканский. Продуктивны отложения хамакинского горизонта курсовской свиты венда (разнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргил-литов и алевролитов) и осинского карбонатного горизонта нижнего кем-брия. Залежь хамакинского горизонта газовая литологически экранирован-ная, тектонически ограниченная. Глубина залегания продуктивного горизон-та в Центрально-талаканском блоке 1 380–1 450 м, Восточно-Талаканском – 1 490–1 946 м. Коллектор поровый, открытая пористость 11–13 %, проницае-мость 0,06 мкм², газонасыщенная толщина 5,5–9,7 м, газонасыщенность 0,68–0,77, пластовое давление 12,5 МПа, температура 13,5 °С. Начальные де-биты газа 200 тыс. м³/сут. Плотность газа 0,68, содержание метана 82,2 %, гомологов 6,78 %, азота 9,3 %, углекислого газа 0,3 %. Залежь осинского го-ризонта нефтегазоконденсатная, основная по промышленной значимости, структурно-литологического типа, глубина залегания 1 100 м. Толщина га-зонасыщенной части 4,8–37,6 м, нефтенасыщенной – 8,7–29,2 м. Коллекто-ры порово-кавернозные и трещинные. Пористость 24 %, проницаемость 0,5 мкм². Нефтенасыщенность 0,82, пластовое давление 9,8–10 МПа, темпе-ратура 12 °С. Начальные дебиты 79–95 т/сут., газа до 480 тыс. м³/сут. Плот-ность нефти 0,840 г/см³, вязкость в пластовых условиях 3,23–4,04 МПа × с, содержание серы 0,4 %, парафина 1,64 %, смол 13,5 %. Газ содержит метана 85,2 %, азота 3,4–4 %, углекислого газа 0,1–0,3 %. Содержание стабильного конденсата 28,2 г/м³. Плотность конденсата 0,668–0,685 г/см³. Содержание серы 0,01–0,05 %, смол 0,04–0,9 %, практически нет парафинов.

Усинское нефтяное месторождение

Открыто в 1963 г., приурочено к Колвинскому мегавалу Печоро-Колвинского авлакогена Печорской синеклизы. Усинское поднятие (площа-дью около 200 км², с амплитудой более 400 м) представляет собой брахиан-тиклиналь северо-западного простирания с более пологим западным и кру-тым флексурообразным (до 20–25°) восточными крыльями, причем восточ-ное крыло приурочено к региональному разлому, ограничивающему Кол-винский мегавал. На месте Усинской брахиантиклинали, которая фиксиру-ется по среднедевонским и вышележащим отложениям, расположена южная часть глубокого прогиба, фиксируемая по ордовикско-нижнедевонскому комплексу, что свидетельствует об инверсионном характере развития этой

301

территории. В разрезе осадочного чехла открыто шесть залежей. Основные промышленные объекты приурочены к среднедевонским песчаникам и кар-бонатам раннепермско-среднекаменноугольного возраста. Среднедевонские отложения представлены чередованием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов общей мощностью до 160–170 м. В юго-западной части струк-туры среднедевонские отложения размыты. Средняя открытая пористость песчаников 12–13, иногда достигает 16–18 % и более, газопроницаемость 0,075–0,200 мкм². Глубина залегания кровли основной залежи 3 000–3 400 м. Залежи нефти в отложениях среднего девона комбинированные – антикли-нальные стратиграфически ограниченные. Покрышкой являются кыновско-саргаевские глины и мергели мощностью 20–40, иногда 65 м. Нефть из сред-недевонских отложений легкая (0,830–0,850), малосернистая (0,60 %), пара-финистая (около 4 %) с газовым фактором 56–73 м³/т. Режим залежи упруго-водонапорный. В нижнепермско-среднекаменноугольных отложениях про-дуктивны известняки и вторичные доломиты, пористые и кавернозные, мес-тами рыхлые и выщелоченные. Пористость карбонатных пород в среднем изменяется от 16 до 23 %, газопроницаемость достигает 1,8 мкм². Залежь нефти массивная сводовая, расположена на глубинах 1 100–1 400 м. Нефть тяжелая (0,954–0,968), высокосмолистая (17–21 %), сернистая (1,89–2,11 %),

беспарафинистая (0,08–0,6 %), с низким содержанием легких фракций, газо-насыщенность до 30 м³/т., вязкость 0,3 Па × с.

Усть-Балыкское нефтяное месторождение

Расположено в Сургутском районе Тюменской области, в 50 км к за-паду от г. Сургут. Открыто в 1961 г. Мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность до 3 300 м. Промышленные скопления нефти установле-ны в отложениях тюменской, мегионской и вартовской свит. Месторожде-ние приурочено к брахиантиклинальной складке в пределах центральной части Сургутского свода с размерами 16 × 8 км. По кровле продуктивной толщи в вартовской свите складка оконтуривается изогипсой 2 075 м и имеет амплитуду 85 м. В ее пределах обособляются три отдельных купола.

Выявлено восемь залежей. Все залежи с коллекторами порового типа. Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 15 до 25 %, проницаемость колеблется в среднем от 0,025 до 0,4 мкм². Залежи по типу ловушек относятся к антиклинальным. Одна верхняя и три нижних осложнены периклинальными литологическими ограничениями. Залежь в нижней части вартовской свиты массивная водоплавающая. Режим зале-жей упруго-водонапорный. Все залежи месторождения являются нефтя-ными. Дебиты нефти 65–172 м³/сут. через 8 мм штуцер. В зонах с литоло-гическими экранами дебиты снижаются до 1,3–5 м³/сут. Нефти метаново-нафтеновые. С глубиной уменьшается плотность от 0,880 до 0,830, содер-жание парафинов от 3,5 до 2,5 %, асфальтенов от 2,0 до 1,70 %; увеличива-ется содержание серы от 1,03 до 1,42 % и азота от 0,2 до 0,25 %. В пласто-вых условиях нефть содержит растворенного газа в среднем до 47 м³/т. Газ,

302

отобранный из нефти на поверхности, состоит из метана (67–86 %), тяже-лых углеводородов (14,3–25,2 %), углекислого газа (1,59 %), азота (11,6 %),

гелия (0,0036 %) и аргона (1,172 %).

Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в Тюменской области, в 60 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1963 г. Мезозойско-кайнозойские отложения имеют толщину 3 000 м. Нефтегазоносность связана с отложениями юры (тюмен-ская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Месторождение приурочено к группе локальных поднятий в центральной зоне Сургутского свода. По кровле меловых отложений структурная форма, образуемая объе-диненной группой поднятий, оконтуривается изогипсой 1 830 м, имеет об-щую амплитуду 57 м и размеры 52,5 × 50 км. Залежи выявлены в 16 пластах, на глубинах от 1 800 до 2 875 м, с коллекторами порового типа. Открытая по-ристость песчаников в среднем изменяется снизу вверх по разрезу от 16 до 27 %, проницаемость (0,75–290) 10^-3 мкм². Пять пластов верхней части разре-за вартовской свиты не выдержаны по простиранию, гидродинамически взаи-мосвязаны и образуют единую антиклинальную залежь массивного типа. Верхние пласты продуктивных отложений тюменской и мегионской свит имеют по одной залежи. В остальных продуктивных пластах мегионской и вартовской свит разведано от двух до восьми залежей, приуроченных к от-дельным куполам структурной формы. Залежи в отложениях вартовской сви-ты относятся к антиклинальным, залежи в тюменской и мегионской свитах антиклинальные, литологически ограниченные на периклиналях. Залежи в верхней части вартовской и в верхней части мегионовской свит имеют газо-вые шапки. Режим преимущественно упруго-водонапорный, режим залежей с газовыми шапками – смешанный: упруго-водонапорный и газовой шапки. Скважины из залежей в отложениях мегионской и вартовской свит дают от 52 до 166 м³/сут. нефти через 8 мм штуцер. Дебиты газа из шапок от 28,7 тыс. до 539 тыс. м³/сут. Нефть имеет плотность 0,823–0,890. Содержит (%): серы 0,9–1,7, парафина 2,8–4,0, асфальтенов 0,9–3,0 и смол силикагелевых 6,3–11,8. Растворенный в нефти газ содержит (%): метана 82,0–96,5, этана

0,9–4,1, пропана 0,9–8,5, бутанов 1,0–8,5, азота 1,1–1,7, СО₂ 0,02–0,38.

Харасавэйское газоконденсатное месторождение

Расположено на севере Западной Сибири, на п-ве Ямал, в 450 км се-вернее устья р. Обь. Открыто в 1974 г. Месторождение находится в преде-лах Нурминской межбассейновой территории и приурочено к локальной структуре изометричной формы на северо-западе периклинали нурминско-го мегавала. Продуктивными являются отложения сеноманского, готерив-альбского и валанжинского возрастов. На месторождении установлены 1 залежь (газовая) в сеномане и 15 – в отложениях нижнего мела (газокон-денсатные). Залежи связаны с песчаниками, переслаивающимися с алевро-литами и глинами. Верхняя залежь перекрывается мощной региональной

303

глинистой покрышкой. Состав газа в верхней части разреза характеризует-ся содержанием СН₄ 94,15–97,76 %; ТУ 1,33–4,02 %. Для нижнемеловых залежей характерно АВПД.

Харьягинское нефтяное месторождение

Расположено в 165 км к югу от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1970 г., введено в разработку в 1988 г. Месторождение крупное по запасам. На 1 января 1997 г. добыто 10,9 млн т. нефти. Приурочено к центральной час-ти Колвинского мегавала. Ловушка представляет собой приразломную вало-образную складку северо-северо-западного простирания, осложненную ло-кальными поднятиями. Залежи нефти установлены в терригенных породах нижнего триаса и верхней перми, карбонатных коллекторах нижней перми и верхнего девона и поддоманиковых терригенных породах верхнего и средне-го девона. Продуктивные пласты триаса залегают на глубине 1 200 м, афо-нинского горизонта среднего девона – 3 900 м. Пористость коллекторов соот-ветственно 22, 12,1 %, проницаемость 0,814, 0,23 и 0,458 мкм². Общий этаж нефтеносности 2 800 включает 35 залежей. Основные запасы нефти сосредо-точены в терригенных коллекторах нижнего триаса и верхней перми. Пла-стовое давление и температура на глубине 3 900 м 48 МПа и 96 °С. Макси-мальный начальный дебит 855 т/сут. из карбонатов верхнедевонской залежи. Нефти легкие (плотность 0,827–0,850 г/см³), маловязкие (0,69–3,59 МПа с), малосернистые 0,5 %, высокопарафинистые до 32 %.

Хвалынское газоконденсатное месторождение

Приурочено к одноименной структуре – Тюленевскому своду (шельф Каспийского моря).

Хвалынская структура прослеживается по юрским и меловым отложе-ниям. На структуре пробурена одна скважина, забой на глубине 4 200 м. Приток газа получен из кровли юрских отложений 2 978–2 998 м. Дебит га-за – 890 тыс. м³/сут. На штуцере 17,46 мм, К/содерж. – 95,3 г/м³. Коллектор сложного типа кавернозно-порово-трещинный, приуроченный к пласту до-ломитов, перекрытых 50-метровой толщей ангидритов, служащих покрыш-кой. Продуктивная часть разреза представлена доломитами серого, бурова-то-серого цвета, тонкокристаллическими, известковистыми, неравномерно-каверново-поровыми, битуминозными. Пористость по ГИС достигает 20 %.

Штокмановское газоконденсатное месторождение

Расположено в акватории в 560 км к северо-востоку от г. Мурманска. Открыто в 1988 г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогипсе – 2 075 м (Ю₃) – 48 × 36 км, амплитуда 295 м, по замкнутой изогипсе – 2 470 м (Ю₂) – 47 × 33 км, амплитуда 305 м. Приурочено к одноименному валу в северной части Южно-Баренцевской впадины. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс – юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевро-

304

литами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводо-вой части структуры 600–2 920 м. Продуктивные пласты в средней и верх-ней юре расположены на глубине 2 317 м (J₂, пл. Ю₃), 2 237 м (J₂, пл. Ю₂), 2 106 м (J₂, пл. Ю₁) и 1 814 м (J₃, пл. Ю₁). Площадь газоносности их соответ-

ственно: 28,7, 169,2, 947,6, 812,3 км². Газонасыщенная толщина – 5,7, 16,3, 44,9, 43,3. Коллекторы кварцевые светло-серые песчаники с высокими ем-костными характеристиками, пористость 17–24 %. Пластовое давление 23,9 МПа (Ю₂, Ю₃), 23,7 МПа (Ю₁) и 20МПа (Ю₁), температура – от 48 до 60 °С. Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю₁ 1665 тыс. м³/сут. Конденсатный фактор в пластах Ю₂ и Ю₃ – 14,1 г/м³, в пласте Ю₁ – 12,4, в пласте Ю₀ – 4,8 г/м³. Содержание метана от 93 до 96 %, углекислого газа –

0,27–0,53 %, азота 1,52–2,3 %.

Юбилейное нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на севере Тюменской области, на водоразделе рек Надым и Пур, в их нижнем течении. Месторождение открыто в 1969 г. Приурочено к брахиантиклинальному поднятию субмеридионального простирания на севе-ре периклинали Танловского мегавала. Размеры поднятия по кровле сенома-на 37 × 15 км, амплитуда 150 м. Предполагаемая мощность осадочного чехла в районе месторождения около 4 км. На месторождении открыто шесть зале-жей: три газовые – в сеноманских, альбских и аптских отложениях, две газо-конденсатные и одна нефтяная – в готерив – барремских отложениях. Сено-манские продуктивные отложения залегают на глубине 1 027–1 181 м в кров-ле покурской свиты. Покрышкой являются туронские глины толщиной до 550 м. Продуктивный пласт представлен песчаниками и прослоями алевро-литов и глин. Эффективная мощность пласта 19 м, пористость 32 %, прони-цаемость до 6 мкм². Дебиты газа 2 500–8 900 м³/сут. на 31,6 мм шайбе, пла-стовая температура 32 °С. Залежь газа массивного типа. Высота залежи 138 м. В газе преобладает метан (98,4 %), тяжелых углеводородов 0,015 %, плотность газа по воздуху 0,566. Газовые залежи в альбских и аптских от-ложениях располагаются на глубинах 1 620–1 750 м. Приурочены к низам покурской свиты. Пластовая температура от 47–51 до 53 °С. Залежи пла-стовые сводовые. Газоконденсатные сводовые залежи в неокомских отло-жениях расположены на глубинах 2 200–2 600 м. Приурочены к отложени-ям вартовской свиты. Пластовая температура от 70 до 78 °С. Верхняя за-лежь массивная, нижняя – пластовая.

Южно-Русское газовое месторождение

Расположено на севере Западной Сибири, в междуречье рек Пур и Таз, восточнее г. Уренгой. Открыто в 1969 г. Приурочено к брахиантикли-нальному поднятию в центральной части Часельского мегавала. Поднятие осложнено двумя куполами меридионального простирания. Размер север-ного купола 15 × 7; южного – 34 × 12 км. Фундамент вскрыт на глубине 4 145 м. На месторождении открыты две залежи: в сеноманских и сенон-

305

ских отложениях. Региональной покрышкой служат глинистые отложения верхнего мела и палеогена. Сводовая газовая залежь в сенонских отложе-ниях (ипатовская свита) имеет высоту 65 м. Глубина залегания продуктив-ного горизонта 800–880 м. Пористость коллектора 20–25 %, проницае-мость до 0,1 мкм². Абсолютно свободные дебиты газа 22–110 тыс. м³/сут. Начальное пластовое давление 9,4–9,8 МПа, пластовая температура 16 °С. Массивная сводовая газовая залежь в сеноманских отложениях приурочена к продуктивному горизонту, залегающему на глубинах 840–980 м в составе покурской свиты. Абсолютно свободные дебиты газа до 7 500 тыс. м³/сут. (в среднем 3 000 тыс. м³/сут.). Пластовая температура 18–27 °С.

Южно-Хыльчуюское газонефтяное месторождение

Расположено в 120 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1981 г. Месторождение крупное по запасам. Выявлено 4 залежи: залежь нефти в ассельско-сакмарских карбонатных породах, залежь нефти с газо-вой шапкой в терригенных пластах кунгура нижней перми и две залежи газа в терригенных отложениях верхней перми. Приурочено к северной части Колвинского мегавала. Ловушка – антиклинальная куполовидная складка, осложняющая центральную часть Ярейюского вала, ее амплитуда 120 м. Площадь основной нефтяной ассельско-сакмарской залежи 59,3 км². Глуби-на залегания 2 220–2 300 м. Залежь пластовая сводовая, этаж нефтеносности 100 м. Коллекторы – рифогенные известняки пористостью 18 %, проницае-мостью до 0,9 мкм². Пластовое давление на глубине 2 230 м – 24 МПа, тем-пература 58 °С. Максимальный дебит – 824 т/сут. Нефть ассельско-сакмарской залежи легкая (0,842–0,85 г/см³), парафинистая 4,4 %, малосер-нистая 0,7 %. Содержание метана в газе основной уфимской залежи 93 %, азота 6 %, углекислый газ и сероводород отсутствует.

Юрубченко-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в 145 км южнее пос. Байкит. Открыто в 1982 г. Приуро-чено к одноименному поднятию выступа дорифейского кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе – 1 750 м, 10 × 12 км, амплитуда 60 м. Нефтегазоносность связана в основ-ном с эродированной поверхностью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобин-ской и ванаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами ос-кобинской свиты венда. Глубина залегания 2 222 м. ГНК условно принято на а.о. – 2 026 м. ВНК – 2 070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шап-кой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород сущест-венно меняется в пределах месторождения. Нефтенасыщенная толщина 45 м, газонасыщенная – 60 м. Вторичная открытая пористость 0,80–0,85 %,

306

проницаемость 0,001–0,12 мкм². Пластовое давление 21 МПа, температура 27 °С. Начальные дебиты нефти 40–60 т/сут., газа – 250 тыс. м³/сут. Нефть легкая (0,821–0,825 г/см³), малосернистая (4,45–4,95 %), маловязкая (1,09 МПа с) с высоким выходом светлых фракций, недонасыщена газом. Газ метановый (83 %), содержание гомологов метана 10–11 %, азота 5–6 %. В газе отмечается высокая концентрация гелия, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотностью 0,698–0,712 г/см³, сера и парафин отсут-ствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые литологи-чески экранированные. ГВК на отметке – 2 015 м. Коллектор поровый, по-ристость песчаников в среднем 15 %, проницаемость 0,5 мкм², газонасы-щенная толщина 0,6–3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м³. По плот-ности и составу газ и конденсат рифейских и вендских залежей идентичны.

Ямбургское газоконденсатное месторождение

Расположено в северной части Западной Сибири, на Тазовском п-ве, в 400 км к северо-западу от устья р. Обь. Открыто в 1969 г. Месторождение находится в пределах Уренгойско-Ямбургской межбассейновой территории и приурочено к пологой асимметричной брахиантиклинали север-северо-восточного простирания с размерами 45 × 75 км. Амплитуда ее по кровле се-номанских отложений 160 м. Промышленная продуктивность связана с вер-хами покурской свиты (сеноман) и валанжин-готеривскими отложениями (мегионская и вартовская свиты). Сеноманская массивная газовая залежь приурочена к песчаникам с прослоями алевролитов и глин, характеризую-щихся резкой невыдержанностью состава по площади и разрезу. Породы-коллекторы имеют пористость 19–35 %, проницаемость от 0,2 до 2,7 мкм². Мощность перекрывающей их глинистой покрышки достигает 600 м, сред-ний дебит газа 1 500 тыс. м³/сут. В нижнемеловых отложениях установлено семь газоконденсатных залежей, связанных с толщей переслаивания песча-ников, алевролитов и глин, три антиклинальные и четыре антиклинальные литологически ограниченные. Эффективная мощность колеблется от 0,4 до 32,4 м. Породы-коллекторы имеют пористость от 6,8 до 15,9 %; проницае-мость от (0,01–14,1) 10^-3 мкм². Максимальный дебит газа 5 270 тыс. м³/сут., минимальный – 106 тыс. м³/сут. Высота залежей изменяется от 55 до 300 м. Глубины залегания сеноманской залежи 1 000–1 211 м, нижнемеловых зале-жей – 2 524–3 250 м. Состав газа сеноманской залежи (%): СН₄ 98,36, ТУ 0,09 %. Состав залежей в нижнемеловых отложениях (%): СН₄ 91,65, ТУ 7,4.

Ямсовейское газоконденсатное месторождение

Расположено на севере Западной Сибири, в 400 км к юго-востоку от устья р. Обь. Открыто в 1970 г. Месторождение находится в пределах Пур-нейской межбассейновой территории и приурочено к локальному подня-тию, которому в подошве чехла соответствует большая флексура. Размеры складки 40 × 16 км, амплитуда по кровле сеноманских отложений 180 м.

307

Поднятие вытянуто с юго-востока на северо-запад. Продуктивны отло-жения сеномана и валанжина. Сеноманская массивная газовая залежь при-урочена к верхам покурской свиты, представленной песчаниками с линзо-видными прослоями глин и алевролитов. Пористость песчаников 21–35 %, проницаемость 0,5–1,0 мкм². Дебит газа 1 500 тыс. м³/сут. Эффективная толщина около 45 м. Покрышкой залежи являются глинистые отложения верхнего мела и палеогена (региональная покрышка) толщиной до 600 м. Залежь в нижнемеловых отложениях связана с песчаными породами, кото-рые на крыльях замещаются глинами. Дебиты газа 500 тыс. м³/сут.; получе-на пленка нефти. Глубина залегания сеноманского продуктивного горизонта 884–1 058 м, нижнемеловой залежи 2 507–2 915 м. Состав газа сеноманской залежи (%): СН₄ 98,54, ТУ 0,11.

Ярегское нефтяное месторождение

Расположено на территории Коми, вблизи г. Ухта. Открыто в 1932 г. С 1932 г. разрабатывается шахтным способом. Приурочено к брахиантик-линальной складке, входящей в состав Ухто-Ижемского вала Тиманской гряды. Размер брахиантиклинали по поверхности среднедевонских отло-жений около 80 км². Брахиантиклиналь имеет северо-западное простира-ние, северо-восточное крыло круче (до 3º), чем юго-западное (1–2°). Ос-ложнена несколькими куполовидными поднятиями. Брахиантиклиналь расположена над одним из опущенных блоков рифейского фундамента. В разрезе месторождения установлены рифейские, девонские и антропоге-новые отложения. Рифейские представлены интенсивно дислоцированны-ми серицито-хлоритовыми сланцами с корой выветривания, на которой трансгрессивно залегают среднедевонские отложения. Их базальная часть – основной продуктивный горизонт – представлен чередованием кварцевых песчаников, аргиллитов, алевролитов, конгломератов с преоб-ладанием песчаников с размером зерен 0,25–0,05 мм. Аргиллиты залегают в виде линз и прослоев мощностью от долей миллиметра до 10 м и более, конгломератовые разности – в кровле и подошве горизонта. Песчаники ха-рактеризуются в среднем открытой пористостью до 14–18 %. Глубина за-легания кровли продуктивных песчаников среднего девона 150–200 м, мощность достигает 90 м. Локальной покрышкой являются перекрываю-щая продуктивную часть среднего девона глинистая пачка с тонкими про-слойками тонкозернистых битуминозных песчаников и алевролитов общей мощностью 6–12 м и туффито-диабазовая толща мощностью около 40 м, относимые к раннефранскому возрасту. Основная залежь нефти – пласто-вая сводовая с элементами литологического ограничения. Нефть тяжелая (плотность 0,94), вязкая (5,2 ПА с), нафтеново-ароматическая, сернистая (1,41 %), с содержанием парафина до 2,7 %.

308

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

настоящей работе исследованны вопросы геологического строения территории России. С этой целью обобщены огромные теоретические и фактические материалы, а также методологические концепции.

Проведенная работа позволила систематизировать и обобщить пред-ставления и знания в области науки о строении Земли, формирования ско-плений полезных ископаемых и их размещения в разрезе осадочной толщи (литосфере) и в пространстве.

Рассмотренные положения отражают современный уровень геологи-ческих знаний по изложенным проблемам, с учетом представлений и мате-риалов различных ученых.

Приведены материалы по основным структурным элементам земной коры и возрасту Земли. Рассмотрено строение и вещественный состав зем-ной коры. Уделено внимание природным породам – коллекторам и место-рождениям пролезных ископаемых, в том числе залежам нефти и газа.

работе освещаются вопросы, связанные со структурой порового про-странства и типами флюидоупоров.

Особое место в работе отводится вопросам геологического строения основных тектонических областей России, таких как древние Восточно-Европейская и Сибирская платформы и молодые – Западно-Сибирская и Скифская плиты. Приведены принципы тектонического районирования территории России, а также стратиграфия и тектоника крупных тектониче-ских элементов.

Изложены задачи изучения законов, управляющих формированием месторождений, изучения взаимосвязей сопряженных процессов нефтега-зообразования и генерации полезных ископаемых.

итоге работы рассмотрены крупные нефтяные, газовые и газокон-денсатные месторождения России.

Геология XXI в. резко расширяет области своих исследований, она диф-ференцируется на точные специализации, возрастает количество геологиче-ских отраслей и направлений. К традиционным методам геологических ис-следований прибавились современные, на основе научно-технического про-цесса, ГИС-технологии, новые методы обработки геологической информации на основе электронных систем. Однако идеалогической базой остается клас-сическое мышление геолога-специалиста о сущности геологии.

Изучение и решение вопросов геологии приблизит науку о Земле к конечной цели – повышению эффективности геологоразведочных работ.

309

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ГЛОССАРИЙ

Авлакогены – специфические структуры платформ, имеющие грабе-нообразное строение. Впервые выделены Н.С. Шатским. Авлакоген закла-дывается на теле платформы в условиях прогибания (проседания) узких зон земной коры; обычно выполнен континентальными терригенными от-ложениями нижних горизонтов осадочного чехла, часто с прослоями эф-фузивов базальтового состава.

Антеклизы – массивы, втянутые в погружение и поэтому полностью перекрытые платформенным чехлом. Иногда не делают различия между антеклизами и массивами.

Антиклинорий – это сложная складчатая структура протяженностью обычно 100 км и более, общего антиклинального строения, являющаяся крупным региональным структурным элементом складчатой системы. В рельефе выражен горным хребтом, в ядре которого располагаются более древние породы, чем на крыльях. Группа антиклинориев составляет меган-тиклинорий.

Бавлинская свита (серия) – распространена в Волго-Уральской об-ласти. Ей соответствует две серии. Нижнебавлинская серия сложена крас-но- и пестроцветными кварцевыми песчаниками, реже алевролитами, ар-гиллитами и карбонатными породами; подразделяется на ряд свит. Мощ-ность более 1 700 м. Возраст рифей. Верхнебавлинская серия сложена пре-имущественно сероцветными терригенными породами – аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Мощность более 800 м. Возраст венд.

Валы – значительные по размерам, вытянутые платформенные струк-туры, объединяющие несколько структур более мелких порядков. В преде-лах валов мощность осадочного чехла достигает 3 км. В зависимости от размеров и особенностей строения различают крупные валы, или мегава-лы, сложные валы, дизъюнктивные валы (осложненные разломом) и про-сто валы – вытянутые поднятия, охватывающие несколько антиклиналей.

Взаимосвязанность тектонических движений приводит к тому, что вертикальные движения порождают горизонтальные и наоборот.

Внутриплатформенные впадины – крупные отрицательные струк-

турные элементы синклинального строения, в пределах которых складча-тый фундамент погружен на более значительную глубину по сравнению со сводовыми поднятиями.

Впадины – изометрические крупные платформенные структуры, ос-ложняющие антеклизы и синеклизы. Могут существовать и самостоятель-но. В своем развитии испытывали устойчивые нисходящие вертикальные движения. Вытянутые аналоги впадин называют прогибами.

Выступы складчатого фундамента – области поднятия крупных массивов складчатого кристаллического фундамента в пределах платфор-менной плиты, на территории которых кристаллические породы местами

310

выходят на дневную поверхность. Геотектонический режим развития вы-ступов характеризуется чередованием нисходящих и восходящих движе-ний с преобладанием последних при сравнительно небольших амплитудах

скоростях этих движений. Области выступов фундамента вследствие этих особенностей характеризуются значительным сокращением разреза и мощностей осадочных образований, сопровождающимся выпадением ряда ярусов, отделов, а иногда и целых систем.

Геосинклинали – наиболее характерные структуры литосферы, отно-сящиеся к группе мобильных (подвижных) структур. Это вытянутые зоны с аномально высокой подвижностью, значительной расчлененностью и по-вышенной проницаемостью коры, характеризующиеся на ранних этапах развития преобладанием интенсивных погружений, а на значительных эта-пах – интенсивных поднятий.

Глубинные (коровые) движения происходят в пределах астеносферы

литосферы, включая и ее осадочный слой. Их проявление индуцируется из астеносферы и может вызываться изостазией, фазовыми переходами вещества и другими процессами, происходящими в этом пластичном слое верхней мантии.

Глубинные разломы – это зоны дробления литосферы, проникающие в мантию и расположенные между различно развивающимися блоками ли-тосферы. Глубинные разломы должны отвечать трем требованиям: значи-тельной глубиной проникновения в недра Земли, большой протяженно-стью (сотни, тысячи километров) и длительностью развития (сотни мил-лионов лет). Среди глубинных разломов выделяют линейные и кольцевые.

Гряды – линейные структуры значительных размеров горстового ти-па, перекрытые маломощным чехлом.

Зоны поднятий – линейные горстовидные поднятия платформ значи-тельной протяженности, объединяющие несколько блоковых поднятий. Мощность осадочного чехла достигает 2 км.

Континентальные орогены. Их образование связано с активным про-явлением тектонических движений в одну из тектоно-магматических эпох. Континентальные орогены называют горно-складчатыми или просто склад-чатыми областями. Их делят на эпигеосинклинальные и эпиплатформенные.

Континентальные платформы (эпейрократоны или просто крато-ны) представляют собой материковые равнины, высота которых не пре-вышает 500 м (реже 1 000 м). Кора платформ в наибольшей степени соот-ветствует стандартному типу континентальной коры и характеризуется слабым изменением мощности – от 35 до 55 км. Платформы имеют двухъ-ярусное строение. Нижний структурный ярус (этаж) образовался в гео-синклинальную предисторию и получил название фундамента (основание, цоколь). Различают кристаллический и складчатый фундаменты. Первый сложен гранитами, гнейсами, слюдистыми сланцами, т.е. преимуществен-но интрузивными магматическими и глубокометаморфизованными поро-

311

дами; второй – эффузивными образованиями и метаморфическими поро-дами сравнительно невысокой степени метаморфизма (глинистые сланцы, филлиты и т.д.), но значительной дислоцированности. Фундамент несо-гласно перекрывается пологозалегающими осадочными толщами, обра-зующими платформенный (осадочный) чехол. Он формировался на плат-форменном этапе развития. Чехол сложен осадочными породами, в редких случаях с прослоями эффузивно-вулканических образований. Породы практически не метаморфизованны и относительно слабо дислоцированны.

Фундамент, как правило, отделен от платформенного чехла регио-нальным несогласием стратиграфического и углового типов.

Литосферные плиты – это обширные участки литосферы (тысячи километров в поперечнике), ограниченные сравнительно узкими зонами сейсмической и вулканической активности.

Массивы (выступы) – крупные изометрические платформенные структуры, перекрытые маломощным осадочным чехлом. В ряде мест на поверхность выходит кристаллический или складчатый фундамент. В про-цессе развития массивы испытывали чередование восходящих вертикаль-ных движений и замедленного прогибания.

Миогеосинклинали – внешние зоны геосинклиналей. Они характери-зуются интенсивным, преимущественно терригенным, осадконакоплением, практическим отсутствием магматических образований и меньшей степе-нью дислоцированности и метаморфизма.

Моноклинали – крупные структуры, в которых слои наклонены в од-ну сторону.

Океанические орогены образуют горные пояса (срединно-океанические хребты) на дне Мирового океана.

Океанические платформы – расположены в пределах океанов и вы-ражены в рельефе их дна глубоководными котловинами (абиссальные рав-нины). Кора характеризуется океаническим типом, ее мощность 5–7 км.

Ороген (греч. – гора) как геологическое понятие был введен в геоло-гию Л. Кобером в 1921 г. К орогенам относят практически любые горные области, расположенные как на континентах, так и на дне Мирового океа-на. В современном понимании ороген – это протяженная горная система, отличающаяся высокогорным и резко расчлененным рельефом, тектониче-ской, магматической и сейсмической активностью.

Передовой (краевой прогиб) – представляет собой узкую линейную зону прогибания протяженностью до нескольких сотен (тясяч) километров при ширине 50–100 км. Фундамент в их пределах обычно погружен на 10–15 км. Для передовых прогибов характерна прерывистость, рядом поперечных под-нятий они разбиваются на изолированные блоки. В строении передовых про-гибов выделяют два склона: геосинклинальный и платформенный. Первый наложен на сложно-дислоцированные породы эпигеосинклинальной горно-

312

складчатой области, а второй – на нормально залегающие комплексы краевой части платформы.

Краевой шов предусматривает торцевое сочленение этих крупнейших структур литосферы. Он представляет собой зону дробления земной коры, своеобразный глубинный разлом.

Перикратонные опускания (по Е.В. Павловскому) – широкие зоны длиной до 1 000 км, характеризующиеся резким погружением фундамента платформы и развитием осадочного чехла, значительно превышающего по мощности чехол плит. Перикратонные опускания располагаются обычно по краям платформы.

Периодичность тектонических движений – важное свойство тектоге-неза. Проявляется оно неравномерно и характеризуется чередованием уси-ления и ослабления активности.

Планетарные движения охватывают планету в целом. Возможная причина этого – изменение объема ядра, а, следовательно, и всего земного шара за счет дифференциации вещества Земли.

Платформа – крупнейшая стабильная структура литосферы. Это от-носительно устойчивый, консолидированный складчатостью, метамор-физмом и интрузиями крупный участок литосферы изометрических очер-таний. В тектоническом смысле платформа – это своеобразный антипод геосинклинали. Для платформ характерны: изометричность границ и большинства крупных геоструктурных элементов, входящих в ее состав; сравнительно небольшая амплитуда и слабая контрастность вертикальных движений, что выражается в сглаженном, преимущественно, низменном рельефе; относительно небольшая мощность осадков (2–3 км), главным образом, мелководного морского происхождения; постепенная изменчи-вость мощности и фаций вкрест простирания структур; а отсюда и незна-чительный градиент мощности отложений; чрезвычайно редкое проявле-ние магматизма (особенно интрузивного), представленного в основном ба-зальтовой магмой; практическое отсутствие метаморфизма; мозаичное гравиметрическое поле, небольшие по амплитуде и градиенту аномалии, указывающие на состояние, близкое к изостатическому равновесию; резко пониженная сейсмическая активность, за исключением районов, примы-кающих к активным геосинклиналям; незначительный тепловой поток (геотермический градиент в 4–5 раз меньше, чем в геосинклиналях); ос-лабленное проявление горизонтальных движений, что выражается в поло-гом, слабодислоцированном залегании осадочных пород. Выделяют два типа платформ: континентальные и океанические.

Плиты – обширные, изометрических очертаний, области платформ, характеризующиеся широким развитием осадочного чехла, что свидетель-ствует о длительном и устойчивом их погружении.

Постоянство во времени присуще всем видам тектонических движе-ний. Оно выражается в проявлении тектонических движений в геологиче-

313

ском прошлом Земли, в ее настоящем и в будущем. При этом интенсив-ность движений, преобладание того или иного генетического вида во вре-мени могут меняться, но в своей совокупности тектонические движения постоянны во времени. В зависимости от времени проявления их делят на древние (до неогена), новейшие (неоген-четвертичный) и современные (условно последние – 5–6 тыс. лет).

Предорогенная (или зрелая) стадия характеризуется существовани-

ем глубоких интрагеосинклинальных прогибов, выраженных в рельефе морскими бассейнами, и узких интрагеоантиклинальных поднятий (ост-ровные гряды). Более резкая дифференциация вертикальных движений оп-ределяет и накопление специфических формаций.

Раннеорогенная стадия отличается сокращением областей аккуму-ляции осадков в геосинклинали за счет разрастания интрагеоантиклиналь-ных поднятий. Карбонатные отложения второй стадии сменяют терриген-ные грубозернистые образования, лагунные соленосные породы, угленос-ные осадки и т.д. Специфический комплекс отложений, отражающий тек-тонический режим развития, образует определенные формации: в пределах миогеосинклиналей – нижнюю молассовую (терригенные, преимущест-венно морские отложения, паралические угли, каменная соль), в пределах эвгеосинклиналей – лагунную.

Региональные моноклинали – области пологого моноклинального за-легания слоев на платформах, обычно нарушенные дополнительными из-гибами (флексурами, структурными террасами и т.д.).

Рифты (англ. – расселина, ущелье) представляют собой протяженные линейные зоны литосферы грабенообразного строения, в которых проис-ходит горизонтальное расширение коры с подъемом нагретого глубинного мантийного материала (по Е.Е. Милановскому). Для этих структур харак-терны утонение земной коры континентов до 30 км, подъем верхней ман-тии к подошве литосферы (астеносферный выступ), действие растягиваю-щих усилий, сейсмическая активность с расположением гипоцентров в по-дошве коры, проявление базальтового и щелочно-базальтового вулканиз-ма, аномально высокий тепловой поток. Тектонические нарушения могут затухать в осадочном слое коры, проникать в верхнюю и даже в среднюю мантии Земли. Поэтому их относят к структурам как литосферы, так и тек-тоносферы. Тектонические нарушения отличаются своеобразным геологи-ческим строением, отчетливо фиксируются в геофизических полях и в рельефе местности. Тектонические нарушения в равной мере присущи континентам и океанам, мобильным и стабильным структурам литосферы. Существуют нарушения, одновременно рассекающие континентальные и океанические блоки литосферы.

Сверхглубинные движения зарождаются в низах мантии. Возможны-ми причинами их возникновения можно считать процессы дифференциа-ции мантии, сопровождающиеся выделением из нее тяжелых железосо-

314

держащих соединений, «стекающих» в ядро Земли. Более легкие (разуп-лотненные) и сильно нагретые массы нижних сфер мантии как бы всплы-вают в верхние ее области, достигая астеносферы и литосферы.

Сводовые поднятия – крупные положительные структурные элементы антиклинального строения с приподнятым залеганием складчатого фунда-мента под платформенным покровом, характеризующиеся различным гео-тектоническим режимом в начальных и последующих этапах платформенно-го развития, с тенденцией к развитию преимущественно восходящих движе-ний в начальных этапах и чередованием восходящих и нисходящих движе-ний (с преобладанием последних) в последующих этапах тектогенеза.

Сегменты, являющиеся частью плит, – крупные территории, разде-ленные глубинными разломами, значительно отличающиеся по геотекто-ническому режиму развития и типу слагающих их геоструктурных элемен-тов меньшего порядка.

Своды – 1. Положительная платформенная структура регионального по-рядка, имеющая изометричные очертания, площадь от 10 до 100 тыс. км², ам-плитуду – 500–1 500 м. 2. Наиболее высокая часть антиклинальной складки.

Синклинорий – сложная складчатая структура синклинального строе-ния, возникшая в результате складчатых процессов из интрагеосинклина-лей. В рельефе может быть выражен понижением или горным хребтом, од-нако в ядре располагаются обязательно более молодые породы, чем на крыльях. Синклинории могут образовывать межгорные впадины. Сово-купность синклинориев называют мегасинклинорием.

Сложность тектонических движений обусловлена тем, что каждая точка земной поверхности испытывает воздействие как вертикальных, так и горизонтальных движений различного ранга.

Собственно орогенная стадия отличается активным горообразовани-ем; скорость восходящих движений превышает скорость процессов дену-дации. Обильный обломочный материал формирует верхнюю молассовую формацию, присущую как эвгеосинклиналям, так и миогеосинклиналям. В ее состав входят грубообломочные континентальные отложения (крас-ноцветы) и лимнические угли.

Соподчиненность тектонических движений заключается в том, что вертикальные и горизонтальные движения более мелкого масштаба прояв-ляются на фоне более крупномасштабных движений.

Синеклизы – изометрические области максимального погружения плит. Отличаются наиболее мощным (до 6 км) платформенным чехлом, что указывает на длительное проявление устойчивых нисходящих верти-кальных движений в их пределах.

В качестве структур сочленения выделяют седловины, перемычки и пережимы. Они отличаются друг от друга размерами; общим для них явля-ется граничное положение между положительными или отрицательными платформенными структурами.

315

Срединные массивы – устойчивые области литосферы. Являются при-надлежностью геосинклиналей и орогенов. Это – жесткие ядра, возникшие при деструкции ранее существовавших платформ или на ранней стадии гео-синклинального цикла в результате частной инверсии. В любом случае – это сравнительно стабильные области литосферы, которые приобрели устойчи-вость за счет регионального метаморфизма пород и гранитизации. Средин-ные массивы обычно участвуют в строении горно-складчатых областей (в виде межгорных впадин или платообразных поднятий) и геосинклиналей (образуют жесткие ядра, разграничивающие геосинклинальные системы). На платформах они входят в состав фундамента, формируя наиболее древние его блоки. По особенностям строения срединные массивы занимают проме-жуточное положение между платформами и геосинклиналями.

Тектонические движения – это механическое перемещение земного вещества, вызывающее формирование новых геологических структур или изменение строения прежних. Основная причина их возникновения – внутренняя энергия Земли. Однако их проявлению могут способствовать и внешние причины, такие как изменение скорости вращения земного шара, вариации гравитационного поля и др.

Тектонические нарушения – представляют собой линейные зоны на-рушения сплошности земной коры, что может быть выражено тектонически-ми разрывами (сброс, взброс и т.д.), протяженными зонами дробления коры (глубинный разлом), специфическими структурами растяжения (рифты).

Тектонические разрывы – это конкретные нарушения сплошности слоев литосферы. Они могут быть со смещением (параклазы) и без смеще-ния слоев по разрыву (диаклазы). К первым относят сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги (дизъюнктивные дислокации); ко вторым – общую трещи-новатость пород и кливаж.

Тектоническая структура – это обособленный участок земной коры, лито- или тектоносферы, отличающейся от сопредельных участков харак-терным сочетанием состава пород и условий их залегания. Они разнооб-разны по масштабу, по тектоническому режиму развития и по глубине проникновения в недра Земли.

Флексурно-разрывная зона (структурная терраса или структур-

ный порог) – крупный флексурный (односторонний) изгиб пластов, ос-ложненных в ряде мест тектоническими нарушениями. Обычно флексур-но-разрывной зоне в чехле соответствует крупный разлом в фундаменте платформы, образующий тектоническую ступень. Сравнительно мелкие структурные террасы называют структурными уступами.

В развитии платформ выделяют несколько стадий. Самая ранняя ста-дия – кратонизации, характеризуется упрочением фундамента платформы, его гомогенизацией. Стадия выделяется, по предложению А.А. Богданова, применительно к древним платформам. За ней следует авлакогенная ста-дия (для молодых платформ – тафрогенная). В этот период, в условиях ос-

316

тывания недр, формируются системы грабенов проседания, которые обыч-но выполнены континентальными красноцветными обломочными порода-ми (красноцветная континентальная, красноцветная лагунная формации). Далее следует стадия синеклиз, когда над авлакогенами закладываются крупные внутриплатформенные впадины (синеклизы). Этой стадии свой-ственна лагунно-морская формация. Увеличение площади синеклиз, их объединение приводят к образованию плитного пространства. Это – плит-ная стадия развития; для нее характерны нижняя трансгрессивная морская, платформенная карбонатная, эвапорит-красноцветная, паралическая угле-носная и другие формации.

Хребты – вытянутые аналоги щитов. На поверхность выходят породы складчатого фундамента. Хребты сравнительно небольших размеров выде-ляют как кряжи.

Щиты – обширные изометрические области платформ, где на днев-ную поверхность выходят породы кристаллического фундамента, осадоч-ный чехол отсутствует. На платформенном этапе развития испытывали преобладающие восходящие вертикальные движения.

Эвгеосинклинали – зоны активного магматизма и глубокого мета-морфизма, располагающиеся во внутренних частях геосинклиналей. В их пределах накапливаются глубоководные морские осадки, здесь же, в пер-вую очередь, проявляются горообразовательные процессы, приводящие к повышенной деформации отложений.

Эпигеосинклинальные орогены возникли на месте геосинклинали в завершающий этап ее развития (орогенный этап). Они отличаются повы-шенной сейсмической активностью и вулканизмом. Для них характерно увеличение мощности земной коры до 75 км, главным образом, за счет «гранитного слоя», а также покровно-складчатое строение, переслаивание крупных пластин литосферы.

Эпиплатформенные орогены имеют ряд черт, сближающих их с эпи-геосинклинальными: резко расчлененный горный рельеф, повышенную сейсмическую активность, иногда вулканизм. Они возникли, главным об-разом, за счет интенсивных восходящих вертикальных движений, поэтому для них характерен глыбовый характер строения коры.

317

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Баженова, О. К. Геология и геохимия нефти и газа / О. К. Баженова, Ю. К. Бурлин, Б. И. Соколов, В. Е. Хаин. – М. : Изд-во МГУ, 2004. – 415 с.

Белоусов, В. В. Основы геотектоники / В. В. Белоусов. – М., 1975.

Бондарев, В. П. Геология / В. П. Бондарев. – М. : Форум-Инфра-М, 2002. – 224 с.

Гаврилов, В. П. Общая и историческая геология и геология СССР

В. П. Гаврилов. – М. : Недра, 1989. – 492 с.

Геологический словарь : в 2 т. – М. : Государственное научно-техническое издательство литературы по геологии и охране недр, 1960.

Глумов, И. Ф. Региональная геология и нефтегазоносность Каспий-ского моря / И. Ф. Глумов, Я. П. Маловицкий, А. А. Новиков и др. – М. :

Недра, 2004. – 342 с.

Джафаров, И. С. Шельф, его изучение и значение для поисков и раз-ведки скоплений нефти и газа / И. С. Джафаров, В. Ю. Керимов, Г. Я. Ши-

лов. – СПб. : Недра, 2005. – 384 с.

Каламкаров, Л. В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран / Л. В. Каламкаров. – М. : Нефть и газ, 2005. – 570 с.

Карлович, И. А. Основы геологии / И. А. Карлович. – М. : Геоин-

форммарк, 2002. – 343 с.

Кузнецов, В. Г. Литология. Осадочные горные породы и их изу-чение / В. Г. Кузнецов. – М. : Недра, 2007. – 510 с.

Милановский, Е. Е. Геология России и ближнего зарубежья (Се-верной Евразии) : учеб. / Е. Е. Милановский. – М. : Из-во МГУ, 1996.

Милановский, Е. Е. Геология СССР : в 2 ч. / Е. Е. Милановский. –

М. : Из-во МГУ, 1987. – 1989.

Митчелл, А. Х. Г. Обстановки осадконакопления и фации : в 2 т.

А. Х. Г. Митчелл, Х. Г. Рединг. – М. : Мир, 1990. – Т. 2. – 348 с.

Общая геология : учеб. пос. / Л. А. Рапацкая. – М. : Высшая шко-

ла, 2005.

Общая геология / под ред. А. К. Соколовского. – М., 2006.

Прошляков, Б. К. Литология / Б. К. Прошляков, В. Г. Кузнецов. –

М. : Недра, 1991.

Раковская, Э. М. Физическая география России : учеб. : в 2 ч.

Э. М. Раковская, М. И. Давыдова. – М. : ВЛАДОС, 2001.

Рухин, Л. Б. Основы литологии. Учение об осадочных породах

Л. Б. Рухин. – Ленинград : Недра, 1969. – 701 с.

Рябухин, Ю. И. Нуклиды и их применение для датировки геоло-гических образований / Ю. И. Рябухин, О. А. Бессонов, Н. П. Огороднико-ва. – Астрахань : Изд-во АГУ, 2007. – 52 с.

Серебряков, А. О. Геологические, географические, гидрогеологиче-ские и геохимические особенности распределения кислых компонентов неф-

318

тей и газов в экзогональных солеродных впадинах мира и инженерно-геологические условия утилизации продуктов их переработки / А. О. Сереб-ряков. – Астрахань : Изд-во АГУ, 2005. – С. 266.

Серебряков, А. О. Синергетика разведки и разработки нефтяных

газовых месторождений-гигантов с кислыми компонентами / А. О. Се-ребряков. – Астрахань : Изд-во АГУ, 2006. – 359 с. Словарь по геологии нефти и газа. – М. : Недра, 1988. – 679 с.

Смирнова, М. Н. Основы геологии СССР / М. Н. Смирнова. – М. : Высшая школа, 1984.

Старостин, В. И. Геология полезных ископаемых : учеб. / В. И. Ста-ростин, П. А. Игнатов. – М. : Академический Проект, 2004.

Хаин, В. Е. Общая геотектоника / В. Е. Хаин, А. Е. Михайлов. –

М., 1985.

Шеин, В. С. Геология и нефтегазоносность России / В. С. Шеин. –

М. : ВНИГНИ, 2006. – 776 с.

27. Январев, Г. С. Историческая и региональная геология : учеб. / Г. С. Январев. – М. : Недра, 1993.

319

А.О. Серебряков, Н.Ф. Фёдорова, С.А. Абакумова

ГЕОЛОГИЯ РОССИИ. РЕГИОНАЛЬНАЯ ГЕОЛОГИЯ

Учебник

Редактор Е.С. Быстрова

Компьютерная правка и верстка Т.Н. Юсуповой

Уч.-изд. л. 20,0. Усл. печ. л. 18,6.

Заказ № 2054. Тираж 200 экз. (первый завод 100 экз.)

Издательский дом «Астраханский университет» 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 20

тел. (8512) 48-53-44; тел./факс (8512) 48-53-46, E-mail: asupress@yandex.ru