Астраханское газоконденсатное месторождение

Астраханское газоконденсатное месторождение
Координаты	46°46′ с. ш. 48°06′ в. д.
Страна	Россия
Регион	Астраханская область
Открыто	1976 год
Недропользователь	ООО «Газпром добыча Астрахань»
Астраханское газоконденсатное месторождение Астраханское газоконденсатное месторождение, Россия
Астраханское газоконденсатное месторождение Астраханское газоконденсатное месторождение, Астраханская область

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

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

Общая характеристика месторождения

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

История месторождения

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

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

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

Геологическое строение месторождения

Геологический разрез Астраханского ГКМ

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

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

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

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

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

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

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

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

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

Структурно-тектонические особенности территории месторождения

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

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

Гидрогеологическая характеристика месторождения

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

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

Эксплуатация месторождения

Характеристика газового залежи

Возраст продуктивных отложений	Глубина кровли в своде, м	Пористость, %	Проницаемость, м²	Рпл. начальный, МПа	Тпл., ° С	Плотность, г/см³	ВВ, %	H2S, %	CO2, %	Газоконденсатный фактор, см³/м³
С2b1	3890	10,1	від 0,01×10−15 до 42×10−15	63,1	109,2	1,081	47,8	22,5	21,5	240—560

В 1987 году начата опытно-промышленная эксплуатация. Условия эксплуатации скважин на месторождении сложные из-за АВПД и высокой коррозионной способности сероводорода, что значительно удорожает продукцию. Генеральный проектировщик месторождения — НИИ «ЮжНИИгипрогаз». Лицензия на добычу природного газа на Астраханском газоконденсатном месторождении принадлежит российской компании ООО «Газпром добыча Астрахань». Оператор месторождения — ООО «Газпром добыча Астрахань», 100%-ная дочерняя компания ПАО «Газпром». В 1980-х годах созданный на сырьевой базе месторождения газоперерабатывающий завод был ориентирован на производство серы (этот завод считался базовым предприятием в СССР по производству серы), но в последние годы, в связи с изменением цен на серу на мировом рынке, предприятие планирует перейти на производство метана и моторных масел. По состоянию на конец 2009 года производственные мощности АГПЗ составляют 12 млрд м³ газа и 4,16 млн т конденсата в год. И это при том, что ООО «Газпром добыча Астрахань» более чем за 20 лет работы на месторождении добыло не более 10 % разведанных запасов. Такие низкие темпы обусловлены значительной глубиной залегания залежей ВВ (глубже 4000 м), сложными условиями добычи (пластовое давление 620 атм и пластовая температура около 120 °C) и высоким содержанием агрессивных и токсичных примесей, что требует повышенных мер безопасности при добыче углеводородного сырья и делает невозможным его дальнейшее использование без первичной очистки. Кроме того, месторождение расположено в экологически чувствительном районе (бассейн Волги). Из-за высокого содержания токсичных компонентов в природном газе месторождения «Газпром добыча Астрахань» занимает первое место в области по объёму выбросов вредных веществ в атмосферу, а действующие в области квоты на выбросы сернистого ангидрида и углекислого газа практически исчерпаны. К тому же устаревшая технологическая база предприятия не позволяет улучшить ситуацию. Побочная продукция завода — сера (кусковая, жидкая и гранулированная) поставляется на химические предприятия Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Великобритании, Индии, стран Африки. АГПЗ производит более 10 % мирового производства серы. Однако в 2008—2010 годах на рынках сбыта этого товара наступила стагнация, поскольку производство опережает потребление, и производителям необходимо искать новые методы экологически безопасного хранения нереализованных остатков продукции.

Кроме этого месторождения, в Астраханской области в 1990—1991 годах открыты несколько нефтяных месторождений — Правобережное, Енотаевское, Верблюжье, Харабалинское и газовое Северо-Шаджинское, которые ожидают разработки.

Особенности бурения скважин в пределах месторождения

При бурении скважин в неогеновых, палеогеновых и меловых отложениях, залегающих в широком диапазоне глубин и содержащих высокопроницаемые пески, песчаники и известняки, отмечались поглощения бурового раствора при увеличении его плотности до 1,34 г/см³. В неустойчивых аргиллитоподобных глинах происходили осложнения ствола скважины, связанные с обвалами стенок скважины, сильное кавернообразование, образование сальников, выбухание глинистых пород с последующим их обвалом. Из-за этого часто происходили недопуски технических колонн до проектной глубины.

Особую сложность при бурении представляет проходка солевой толщи, сложенной галитом с включениями прослоев бишофита, карналлита и сильвина и неравномерным чередованием прослоев слабосцементированных песчаников, алевролитов, склонных к интенсивному набуханию и обвалам, перемятых ангидритов с включениями крупнокристаллического галита, алевролитов, быстро разрушающихся в технической минерализованной воде и фильтрате бурового раствора, превращаясь в илистую массу.

Значительные сложности и аварии происходят при проходке скважины в продуктивных отложениях башкирского яруса среднего карбона. Интенсивные газопроявления с аномально высоким пластовым давлением и высоким содержанием сероводорода в газах, пластовых водах и породах. Отмечались прихваты бурового инструмента из-за резкого перепада давлений в системе пласт-скважина и коагуляционного действия сероводорода на буровой глинистый раствор.

Литература

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

Ссылки

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