Курсовая работа: Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения

По фундаменту Прикаспийская впадина имеет овальную форму, вытянутую в субширотном направлении с размерами 1000×600 км и амплитудой погружения 13-16 км. Характерной чертой строения фундамента является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, разбивших фундамент на систему блоков и предопределивших резко расчлененный рельеф его поверхности. Впадина ассиметрична, западный и северный ее борта приподняты относительно южного и восточного, где установлено наиболее высокое (5-6 км) гипсометрическое положение поверхности фундамента. Далее к центру впадины происходит ступенеобразное погружение до глубины 10 км, после чего до глубины 14 км четко прослеживается выполаживание. В пределах Центрально-Прикаспийской депрессии отмечается относительно пологое залегание до глубины 22 км [7].

В пределах юго-западной части Прикаспийской синеклизы прослеживаются субширотные и субмеридианальные нарушения, разбивающие докембрийский фундамент на ряд приподнятых и опущенных блоков и выступов. На юго-востоке фиксируется крупный Астраханский выступ, имеющий по оконтуривающей изогипсе -8,0 км размеры 200×150 км и амплитуду около 1 км и входящий в Астраханско-Енбекскую зону поднятий. Вдоль современного русла р. Волги прослеживается разлом, ориентированный в субмеридианальном направлении. В периферийной части выступа фиксируются сбросы, по которым происходит ступенеобразное погружение поверхности фундамента. Узкий Заволжский прогиб отделяет Астраханский выступ с востока от Северо-Каспийского выступа [1,5,15].

В мощной толще осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской синеклизы на основе формационного анализа, морфологических особенностей структурных элементов, истории геологического развития, наличия региональных перерывов и угловых несогласий выделяется два структурных этажа: подсолевой, сложенный мощной толщей карбонатно-терригенных пород палеозойского возраста, и солянокупольный, представленный галогенно-терригенными породами от кунгурского до четвертичного возраста включительно [7].

Подсолевой структурный этаж наиболее полно отражает тектонику Прикаспийской впадины, охватывая всю ее территорию. По сравнению с другими структурными этажами он характеризуется снивелированностью подавляющего числа структур, пликативным и скрытодизъюнктивным характером залегания слоев (рис. 3).

В южной части впадины выделяется Астраханский свод. По оконтуривающей изогипсе -5,4 км он имеет размеры 210×180 км и амплитуду около 1,5 км.

К северо-западу от Астраханского свода прослеживается Сарпинский мегапрогиб, являющийся юго-западным заливом Центрально-Прикаспийской депрессии. По изогипсе -7,0 км он имеет размеры 150×100 км. Несколько западнее прослеживается Карасальская моноклиналь, представляющая собой южный участок западного борта впадины. Наблюдается моноклинальное падение пород под углом от 6˚ до 10˚ от западного бортового уступа на восток.

В южной прибортовой зоне строение подсолевого комплекса довольно сложное. Здесь прослеживается Каракульско-Смушковская зона поднятий, цепочка кулисообразно сочленяющихся валов (Сухотинский, Каракульский, Смушковский, Джакуевский и др.) протяженность валов колеблется от 60 км (Каракульский) до 140 км (Джакуевский). Ширина составляет 10-12 км, амплитуда – до 1000-1500 м. Широким распространением пользуются тектонические нарушения продольного (субширотного) и поперечного простираний. Среди продольных нарушений ведущая роль, по всей вероятности, принадлежит надвигам. Последние подтверждены бурением на Сухотинской, Каракульской и Джакуевской площадях. В складчатой структуре валов принимают участие помимо докунгурских, также кунгурские и верхнепермские образования, что свидетельствует о триасовом времени надвигания.

Наиболее дискуссионным и сложным является вопрос о характере сочленения Прикаспийской впадины и герцинид кряжа Карпинского. Существует несколько мнений по этому поводу. Большинство исследователей предполагали наличие краевого прогиба между герцинидами мегавала Карпинского и Прикаспийской впадиной. Другие склонялись к идее о существовании в зоне сочленения швов, т.е. глубинных разломов. Н.С.Шатский, занимаясь изучением сочленения платформ, установил, что в случае высокого залегания фундамента древних платформ их сочленение с геосинклинальными участками происходит по глубинному разлому – краевому шву. Именно такие условия были в пределах юго-западного обрамления Прикаспийской впадины. Данные, полученные в результате буровых и сейсморазведочных работ, позволяют утверждать, что в южной части Прикаспийской впадины перед герцинидами мегавала Карпинского типичный краевой прогиб отсутствует, а сочленение происходит по системе краевых швов.

По особенностям развития и структурной выраженности в солянокупольном структурном этаже намечаются три структурных яруса: кунгурско-триасовый, юрско-палеогеновый и верхнеплиоценово-четвертичный.

Кунгурско-триасовый структурный ярус в значительной мере особенностями своего строения обязан проявлениям соляной тектоники. В бортовых частях соляные купола имеют ориентировку параллельно бортам. Соляной тектогенез здесь проявился пассивно, соляные штоки залегают глубоко, свыше 3000 м. Последнее обусловлено небольшой мощностью соли. В связи с этим формировались поднятия с невысокими соляными штоками, разобщенные между собой межкупольными мульдами, из которых соль практически отжата полностью и верхнепермские отложения залегают непосредственно на нижней сульфатно-терригенной пачке кунгурского яруса. По мере удаления от бортовых зон происходит увеличение мощности соли и, как следствие этого, возрастает активность соляного тектогенеза. Здесь формируются крупные соляные гряды и массивы, соединенные соляными перешейками. Гряды сопряжены с межгрядовыми прогибами. Сочетание гряд и прогибов создает ячеистый характер солянокупольной структуры. Протяженность гряд достигает 100 км и более, ширина – 15-25 км. Наиболее активно соляной тектогенез проявился в Центрально-Прикаспийской депрессии.

Соляная тектоника значительно осложнила и затушевала региональный структурный план кункурско-триасового яруса, но не переработала его полностью.

Юрско-палеогеновый структурный ярус с резким угловым несогласием залегает на образованиях кунгурско-триасового яруса. Соляная тектоника в рассматриваемом комплексе проявилась менее активно, чем в подстилающем структурном ярусе. Соляные купола распространены как в пределах поднятий, так и в прогибах.

Плиоценово-четвертичный структурный ярус залегает с резким угловым и стратиграфическим несогласием на подстилающих породах от кунгура до палеогена включительно. Характерной особенностью его является невысокая степень дислоцированности пород. Углы падения пород обычно меньше 1˚. Соляная тектоника проявилась незначительно. Лишь в ряде районов (г. Богдо) соленосные отложения кунгура прорывают полностью плиоценово-четвертичные отложения.

Скифско-Туранская платформа состоит из Скифской и Туранской плит с герцинским складчатым основанием. Наиболее интересным для нас является кряж Карпинского, структурный элемент первого порядка, расположенный в пределах эпигерцинской Скифской плиты. Он расположен над верхнепалеозойским наложенным прогибом, включающим на западном продолжении Донбасс. Фундамент сложен дислоцированными и метаморфизованными породами верхнего палеозоя, представленными мощной (10000-11000 м) толщей аргиллитов, песчаников, алевролитов, сланцев. В осадочном чехле многие исследователи выделяют доплитный и ортоплатформенный комплексы. К доплитному комплексу отнесены пермско-триасовые отложения, залегающие между фундаментом и ортоплатформенным чехлом.

Рисунок 1.1. Структурно-тектоническая схема Астраханского свода

2.2 Нефтегазоностность

По современным прогнозным оценкам подсолевой структурно-тектонический комплекс отложений содержит наибольшие ресурсы нефти и газа. На территории юго-западной части Прикаспийской впадины признаки нефтегазоносности комплекса установлены в пределах Астраханского свода в широком возрастном интервале от среднего девона до нижней перми. Во вскрытом глубоким бурением подсолевом разрезе можно выделить три региональных нефтегазоносных комплекса: среднедевонско-нижнефранский, верхнефранско-нижневизейскийи верхневизейско-башкирский [7].

В терригенной части разреза среднедевонских отложений скважины Девонская 2 отмечено активное газопроявление с глубины 6518 м. По промыслово-геофизическим данным отмечается наличие маломощных проницаемых пропластков песчаников с пористостью 11-16 % и известняков с пористостью до 10 %. Предполагается,что покрышкой для коллекторов комплекса могут служить перекрывающие их глинисто-алевролитовые отложения живетского яруса среднего девона. На данном этапе изученности характер насыщения и степень продуктивности среднедевонско-нижнефранских отложений не выяснены и нуждаются в дальнейшем исследовании.

Верхнефранско-нижневизейский комплекс представляет собой мощную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Впервые признаки нефтегазоносности комплекса установлена на Астраханском своде в Володарской скв.2. В процессе бурения скважины при забое 5961 м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/ м³ (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 31 ⁰ С. В скв. Правобережная 1 были опробованы в процессе бурения верхнедевонские карбонатные отложения в интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. по результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом 142 тыс. м³ / сут.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет преимущественно органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артинского возраста. Промышленная нефтегазоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газоконденсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Долгожданная, Правобережная и другие.

Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств по площади и глубине, высоким содержанием кислых компонентов. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы обладают пористостью 6-15 %, их проницаемость меняется от 0,01*10^-3 мкм² до 42,2 *10^-3 мкм ² . Среднее содержание сероводорода в пластовой смеси составляет 24%, углекислого газа 12,5 %.

Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластово-, либо линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический интерес представляет нижняя часть разреза, сложенная сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления , а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти. Первые нефтепроявления получены в Пионерской скв.1, Воложсковской скв.1, Заволжской скв.3. Прямые признаки нефтегазоносности в виде незначительных межколонных притоков нефти, разгазирования бурового раствора, повышенных показаний по газовому каротажу или пропитанному нефтью керна получены в разведочных скважинах 1,8,14,16,26,32,43, а также в 23-х эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ. При опробовании филипповских отложений максимальный приток газа дебитом 120 тыс.м ³ / сут и нефти дебитом 100 м ³ / сут на 8 мм диафрагме получен из эксплуатационной скважины 313, несколько меньший приток - из скажины 431. Плотность нефти в разных скважинах колеблется от 812 кг/ м³ до 945 кг/м³ .Среднее содержание парафина – 9 % , серы - 0,83 %, смол - 9,8%, асфальтенов – 0,3%. Пористость пород –коллекторов по данным акустического каротажа 3-6 %, редко достигает 11%.

В иреньской соленосносной толще межсолевые терригенно- сульфатные прослои и линзы, как правило, заполнены рапой с низкой газонасыщенностью, часто находящейся под аномально высоким пластовым давлением. Тем не менее и в них выявлены признаки нефтегазоносности в различных районах Прикаспийской впадины. Промышленный приток нефти их терригенно-сульфатного пласта в толще соли получен на площади Кенкияк в восточной части впадины. На площадях Каскыртау, Тамдыколь и Буранная каменная соль по трещинам и пустотам содержала жидкую нефть. В теле Индерского соляного купола в шахтах на глубине 300 м по трещинам отмечено поступление жидкой нефти плотностью 847- 858 кг/ м³ , а в скважинах с этой же глубины происходили кратковременные одноразовые выбросы горючего газа. На Астраханском ГКМ небольшие притоки бессернистого газа из терригенно-сульфатных межсолевых прослоев в нижней части толщи получены при равнопроявлениях в эксплуатационных скважинах 86 и 262.

На сводах отдельных соляных куполах установлена нефтегазоносность сульфатно-терригенных отложений кепрока в кровельной части пермской соленосной толщи. По составу газ близок к газу из отложений триаса Чапаевского месторождения. Подток газа в сводовую часть Алексеевского купола, видимо, идет из более погруженной зоны выклинивания отложений нижнего триаса в 3-4 км севернее

Продуктивность надсолевого комплекса установлена открытием большого количества месторождений нефти и газа на всей территории Прикаспийской впадины, особенно в ее южной части. В пределах юго-западной части впадины основные продуктивные горизонты объединяются в кунгурско-триасовый и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы.

В Прикаспийской впадине известно более 25 нефтяных и газовых месторождений, в которых продуктивны отложения триаса и верхней перми. На площади исследований непромышленные притоки газа из верхнепермских отложений получены на Бугринской и Заволжской площадях.

При бурении и испытании эксплуатационной скв. 59 АГКМ из красноцветных песчаников в толще верхней перми в интервале 3693-3758 получен приток нефти дебитом 18 м³ / сут через 4 мм. штуцер. Нефть малосернистая, парафинистая, лёгкая (плотностью 820 кг/м³ ), без признаков сероводорода.

По техническим причинам не удалось изучить параметры пластов и геометрию залежи. По данным промыслово-геофизических исследований отмечаются высокие коллекторские свойства пород пористость 16-33% и проницаемость 15x10^-3 мкм² . По результатам глубокого бурения, в верхнепермской молассоидной пестро цветной толще отмечается ограниченное распространение пород-коллекторов в виде отдельных прослоев и линз песчаников и алевролитов, часто выклинивающихся и фациально замещающихся глинами.