К оглавлению

© В.П. Гаврилов, С.И. Голованова, М.И. Тарханов, 2006

СОВРЕМЕННАЯ КОНЦЕПЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

В.П.Гаврилов, С.И.Голованова, М.И.Тарханов (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)

Для геолого-геохимического районирования был использован международный подход, что позволило оценить ресурсы нефти и газа в локальных ловушках не методом аналогии, а на основе количественного моделирования всего комплекса природных процессов, определяющих формирование месторождений.

Уникальное по запасам и составу флюидальной системы Астраханское газоконденсатное месторождение, открытое в 1976 г., расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы. Объектом разработки служат карбонатные отложения башкирского яруса, залегающие на глубине ~ 4000 м.

Тип залежи - массивно-пластовый. К 2000 г. на месторождении добыто около 12,0 млрд м3 газа, 4,0 млн т конденсата и 4,5 млн т серы.

Современная пластовая температура на глубине 4000 м изменяется от 102 до 128°С, палеотемпература - от 120 до 140°С. Коэффициент аномальности пластового давления (Кс) находится в пределах 1,6-1,7. Анализ термобарических условий характеризует газоконденсаты как вторичные, образованные в результате растворения нефти в сжатых газах. В процентном отношении объем газа изменяется от 75 до 85 %, конденсата - от 10 до 15 %, нефти - от 5 до 10 %. В отдельных скважинах Астраханского свода предполагается обнаружение небольших притоков нефти. На глубине более 5 км Кс = 1,1-1,2 при пластовой температуре 130-140°С. Здесь возможно также обнаружение первичных газоконденсатов. На восточной периферии Астраханского свода, примыкающей к акватории Каспийского моря, при падении Кс от 2,0 до 1,4 и максимальной температуре (140°С) прогнозируются скопления нефтяных УВ до глубины 6 км (Ермолкин Е.И., Бакиров З.А., Сорокова Е.И. и др., 1998). Глубже следует ожидать первичные газоконденсаты и высокотемпературный газ (Кс = 1-3). Приток нефти в скв. 2-Володарская вызвал повышенный интерес к девонским отложениям. Результаты бурения скв. Д-2 и П-1 Правобережной площади с учетом пробуренных ранее скв. 1-Тамбовская, 2-Володарская и других имеют большое значение для последующего уточнения геологической модели строения и условий формирования Астраханского свода и оценки промышленных запасов нефти и газа на поисковых объектах. В частности, подтверждено существование крупной структуры по терригенному девону в левобережной части Астраханского свода.

Обнаружение крупных залежей нефти и газа связывается с верхне-среднедевонским терригенным комплексом и карбонатными отложениями большой мощности, охватывающими широкий стратиграфический диапазон: от турнейского яруса до нижней части франского яруса, слагающими единую карбонатную формацию, рассматриваемую как общий карбонатный резервуар.

На основе палеотектонических реконструкций создана первоначальная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения. В палеозойское время Астраханский свод являлся крупной зоной нефтегазонакопления. В конце карбона в каменноугольных отложениях формировалась нефтяная залежь. Глубокий размыв на рубеже карбона и перми привел к разрушению залежи и дегазации пластовой системы. К концу перми нефтематеринские породы раннекаменноугольного возраста вошли в нижнюю газогенную зону, а верхняя часть разреза карбона оставалась в условиях главной зоны нефтеобразования. На протяжении мезозоя основной объем нефтегазоматеринских толщ находился в нижней газогенной зоне. Поступающие в залежь дополнительные порции газа постоянно оттесняли нефть по массивному резервуару, о чем свидетельствуют многочисленные признаки нефти в газонасыщенной части залежи. При этом происходило частичное растворение легких компонентов нефти в газе, особенно усилившееся после возникновения аномально высокого пластового давления.

Расчеты объемно-генетическим методом показывают, что нефтегазоматеринские толщи не могли обеспечивать все запасы УВ. Очевидно, крупным очагом нефтегазообразования явился Сарнинский прогиб, который к концу карбона обеспечил формирование нефтяной и газовой залежей, разрушенных на рубеже карбона и перми. Лишь в триас-юрское время в результате интенсивного погружения нефтегазоматеринских толщ было сформировано Астраханское серогазоконденсатное месторождение. При этом осуществлялся подток УВ из газопродуцирующих толщ Каракульско-Смушковской зоны дислокаций, где степень катагенеза достигала стадии АК1-2.

В последнее 10-летие отмечаются разногласия во взглядах на условия формирования Астраханского газоконденсатного месторождения, основанные на различных точках зрения. В частности, некоторые исследователи отдают предпочтение глубинным тепловым потокам.

Так, А.Н. Дмитриевский и др. [1] считают, что образование и развитие гигантского Астраханского месторождения обусловлены движением газовых флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского. По мнению авторов данной статьи, энергетическим источником всех движений является горизонтальное напряжение в коре и литосфере, которое создается в результате глобальных геодинамических процессов, связанных с мантийными конвекционными движениями.

Для доказательства существующих представлений формирования столь гигантских месторождений, как Астраханское газоконденсатное со сложной флюидодинамической системой УВ различного фазового состава, актуально создание геолого-геохимической модели. Практика поисково-разведочных работ нуждается не только в качественной, но и количественной оценке ресурсной базы на нефть и газ.

Теоретической основой моделирования является корреляция биомаркеров в системе: ОВ породы - нефть - конденсат - газ. Выявление генетических связей и различий между видами в системе позволяет установить источники генерации и генетическую связь с определенными стратиграфическими комплексами, проследить пути миграции УВ от зон генерации к зонам нефтегазонакопления, а также обосновать прогноз поисков различных фазовых систем УВ-скоплений. С учетом палеотектонических очагов генерации УВ должны быть по-новому оценены масштабы нефтегазообразования на разных этапах развития региона. Фазовый тип скоплений (нефтяных или газовых) зависит от масштабов генерации жидких и газообразных УВ, определяемых фациально-генетическим типом и катагенной преобразованностью исходного фациально-генетического типа ОВ.

С учетом новейших теоретических разработок (С.Г. Неручев, В.А. Успенский и др.) и используя исследования биомаркеров, необходимо на молекулярном уровне проводить корреляцию с классическими геохимическими параметрами (концентрация ОВ, степень катагенеза, исходный тип ОВ), что является основой для подсчета масштабов эмиграции нефти и газа на региональном и зональном уровнях. Важным условием является точное оконтуривание очага нефтегазообразования на основе комплексных диагностических показателей. Все это успешно применяется для оценки слабоизученных территорий и акваторий. Изучение нефтегазоматеринских толщ Астраханского свода и прилегающих территорий (скв. 20, 26, 32, 36, глубина 3-4 км) позволило выявить существование автономных зон нефтегазонакоплений с разными стратиграфическими диапазонами. Наиболее перспективен нижне-среднедевонский терригенный комплекс. Средняя суммарная мощность нефтегазоматеринских толщ составляет 50 м, содержание УВ, образованных из этого объема на площади 1 км2, варьирует от 20 до 30 тыс. т/км2. Этого количества недостаточно для формирования гигантских месторождений. Возможен поток УВ из близлежащих очагов генерации УВ. Исходный тип фационального ОВ - сапропелево-гумусовый, способный генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Очаг генерации УВ оконтуривается в центральной части Астраханского свода. Не менее перспективны карбонатные образования среднего девона - нижнего карбона. Значительные перспективы поисков залежей УВ необходимо связывать с рифогенными структурами. Геофизическими исследованиями предполагается развитие рифогенных структур каменноугольного и, возможно, девонского возраста (Хараблинская, Мйхайловская, Табаковская, Еленовская и др.). Покрышкой для залежей служат сакмарско-артинские отложения. Центральный очаг генерации УВ (Астраханский свод) является центром притяжения миграционных потоков из различных очагов генерации УВ, расположенных на разных расстояниях. Содержание ОВ преимущественно сапропелевого состава с примесью гумусового колеблется от 0,5 до 2,0 %. Катагенная превращенность изменяется от МК3 до АК1 Значительный очаг генерации оконтуривается на северо-восточном склоне Астраханского свода (D2-C1).

Нефтегазоматеринские толщи карбонатных образований нижнего - среднего карбона мощностью 1,5 км (глубина 4,5-4,8 км) изучались на западном и северо-западном склонах Астраханского свода (скв. 1, 2, Георгиевская площадь). На стадии катагенной превращенности МК4 содержится 0,9 % ОВ. Исходный фациально-генетический тип - сапропелево-гумусовый. Очаг генерации УВ протягивается вдоль границы сочленения Астраханского свода и Заволжского прогиба.

Мощность нефтегазоматеринских толщ каширско-ассельского возраста достигает 1800 м, включает глинисто-кремнистые отложения доманикоидного типа (100-200 м). Эти толщи в течение геологического времени достигли стадии главной зоны нефтегазообразования. Степень катагенной превращенности ОВ - МК2. Очаг генерации УВ оконтуривается в пределах наиболее погруженных зон данных отложений. Эмиграция УВ происходила в отложения современного побережья Северного Каспия.

В мезозое нефтегазоматеринские толщи сакмарско-артинского возраста вступили в зону катагенеза МК3-АК1, миграционный поток газов осуществлялся по трещинам и разломам. В допермское время были сформированы нефтяные палеозалежи, которые впоследствии оттеснялись потоками газов. В результате нефтяные палеозалежи были преобразованы в газоконденсатные. Следы разрушенных палеозалежей фиксируются в виде многочисленных включений твердых и вязких битумов, составляющих от 0,5 до 4,0 %. Предполагается миграция в ловушки Северного Каспия (структура Кашаган). На юге Астраханского газоконденсатного месторождения оконтуривается Каракульский очаг генерации УВ, характеризующийся гумусовым высокопреобразованным ОВ, генерировавшим преимущественно газообразные УВ. Продуцируемые после образования покрышки жидкие УВ вместе с газами могли поступать на Астраханский свод.

На основе комплексного использования геохимических критериев можно предположить, что на западном побережье Северного Каспия в очагах генерации УВ подсолевых отложений существовали более благоприятные условия для газонасыщения недр и формирования вторичных газоконденсатных месторождений по сравнению с восточным побережьем, где геолого-геохимические условия способствовали образованию нефтяных залежей. В восточной части южного борта наблюдаются более низкие температуры - до 120 С и высокие значения коэффициента сверхгидростатичности пластовых давлений с = 2). Каменноугольные отложения с резким несогласием перекрывают артинские карбонатно-глинистые, содержащие сапропелевое ОВ (мощность 100 м). Формирование залежи происходило в поздней перми. Приток газа создал высокую газонасыщенность пластовой нефти.

С учетом современных результатов геохимических исследований и теоретических разработок геохимическая модель генезиса УВ-флюидов подсолевых отложений Астраханского газоконденсатного месторождения строится на природном материале.

Объектом исследований послужили жидкие флюиды конденсатов, нефтей (r420 от 0,811 до 0,846 и от 0,853 до 0,883 г/см3) и ОВ нефтегазоматеринских толщ башкирских и филипповских отложений [2]. Сопоставление на молекулярном уровне бензиновых фракций конденсатов башкирского яруса проводилось по скв. 8 и 32 (глубина 3,9 км) с ОВ скв. 1, 2, 3, 5 (глубина 3,9-4,4 км.).

Башкирские отложения Астраханского свода содержат как легкие, так и тяжелые конденсаты. Терригенные породы отложений являются нефтематеринскими и характеризуются высоким генерационным потенциалом. Конденсатные залежи УВ, приуроченные к башкирским отложениям, залегают в интервале глубин 3,9-4,0 км и представлены как тяжелыми (скв. 8, r420 = 0,844 г/см3), так и легкими (скв. 25, r420 = 0,80775 г/см3, скв. 32, r420 = 0,8108 г/см3) конденсатами. При этом скв. 8 и 25 расположены в сводовой части, а скв. 32 приурочена к юго-восточной зоне. Генетические показатели (пристан/фитан) конденсатов скв. 8 и 25 изменяются от 0,77 до 0,79, т.е. близки, имеют единый источник УВ, а конденсат из скв. 32 по данному показателю резко отличается (1,80), что свидетельствует о двух источниках УВ (башкирские и нижележащие отложения среднего - верхнего девона). Относительные отклонения численных значений генетического показателя составляют 27 % (поле смешанных флюидов). Тяжелый конденсат из скв. 8 является остаточным после растворения легких конденсатов в газе. Для конденсата скв. 32 выявлен подток УВ из девонских отложений.

Влияние вторичных процессов определено по численным различиям отношений SЦГ/SЦП = 1,49 (скв. 8) - 2,62 (скв. 25). ЦПУВ лучше растворяются в сжатом газе, что свидетельствует о происходивших ретроградных процессах (скв. 8). Корреляция в системе ОВ породы (скв. 1, 2, 3, 5) - конденсат (скв. 8, 32) показала тесную генетическую связь между УВ конденсата (скв. 8, r420= 0,844 г/см3) с ОВ глинистых известняков: Sцикланов/Si-алканов = 1,0 (ОВ) - 0,82 (К), ЭБ + кумол/П+М+О ксилолов = 0,21 (ОВ) - 0,15 (К). Относительные отклонения изменяются от 10 до 30 %. Выявленные элементы различия обусловлены растворением жидких флюидов существовавшей ранее палеозалежи в газе (SЦГ/SЦП = = 0,72-1,49). Установлено отсутствие генетической связи между УВ конденсатов в приразломной скв. 32 (r420 = 0,8108 г/см3) с ОВ нефтегазоматеринских толщ. Подток УВ из нижележащих отложений повлиял на изменение численных значений показателей Sалканов/Sцикланов = 2,4 (ОВ) - 3,5 (К), Sцикланов/Si-алканов = 1,00 (ОВ) - 0,28 (К). Элементы сходства проявляются в близких значениях генетического показателя ароматических УВ: ЭБ + кумол/S(П + М + О) ксилолов = 0,21 (ОВ) - 0,21 (К). Доказано, что УВ-состав в приразломной скв. 32 имеет смешанный характер. Формирование УВ-скоплений Астраханского газоконденсатного месторождения происходило за счет карбонатных разностей пород башкирских отложений из очага генерации УВ (относительные отклонения генетических показателей изменяются от 8 до 20 %), однако был подток УВ из отложений нижнего - среднего карбона близлежащих территорий (Сарпинский, Заволжский прогибы).

Сопоставление индивидуального состава биомаркеров (фр > 200°С) тяжелого конденсата (скв. 8) с ОВ ХБА карбонатной породы скв. 17 (глубина 3,9 км) показало близость численных значений ряда генетических показателей: пристан/фитан=0,77 (К) - 0,83 (ОВ); Sн-алканов/ Si-алканов = 9,70 (К) - 11,77 (ОВ). Относительные отклонения численных показателей составляют 7,3-8,0 %, что свидетельствует о реализации генерационного потенциала башкирских отложений. Выявлено влияние миграций УВ в газовой фазе (относительное отклонение 60-80 %): SHC (19-32)/SНС (11-18) = 1,29 (К) - 0,55 (ОВ) из отложений девона и нижнего - среднего карбона.

В нижнепермских отложениях изучались тяжелые нефти (r420 = 0,900 г/см3) и конденсаты (r420= 0,826 г/см3). Миграция УВ происходила как в газе, так и в водном растворе. По генетическим показателям жидких флюидов (скв. 8, 59, пристан/фитан, адиантан/гопан) относительные отклонения для карбонатного разреза превышают 20 %, что может свидетельствовать об их смешанном составе. Источник УВ существовал в нефтегазоматеринских толщах как филипповского горизонта, так и башкирского яруса. Подток УВ мог осуществляться из отложений среднего карбона - верхнего девона Каракульско-Смушковой зоны дислокаций, где нефтегазоматеринские толщи достигли главной зоны нефтегазообразования (стадия МК5-АК1), что могло спродуцировать большой объем газов, которые поступали в ловушки, заполненные нефтью. Это способствовало не только растворению, но и оттеснению жидких флюидов к замку залежи.

Для подсолевых отложений Астраханского свода прогнозируются условия формирования газонефтяных систем с малой плотностью нефти (r420 = 0,800-0,810 г/см3) и высокой газонасыщенностью. В условиях содержания в породах сапропелевого типа ОВ в главной зоне нефтегазообразования вначале формируются газонефтяные, затем газоконденсатные и газовые залежи с нефтяными оторочками, а при наличии аномально высоких пластовых давлений - газоконденсатнонефтяные, нефтяные и газонефтяные залежи. При наличии смешанного гумусового типа ОВ формируются газоконденсатные с нефтяными оторочками, а в главной зоне газообразования образуются газовые залежи. Однако последующие геологические процессы (отсутствие надежных покрышек, тектоническая нарушенность) приводят к значительной дегазации недр и перетоку газа в вышележащие зоны нефтегазообразования (ретроградные процессы). Установлено, что процессы генерации начались после формирования соленосной толщи кунгура и продолжались в связи с интенсивным погружением в мезозое и кайнозое. Подток УВ в течение 150 млн лет осуществлялся из центральных районов Прикаспийской впадины, Сарпинского и Заволжского прогибов, где нефтематеринские толщи карбона - девона прогревались до температуры 58-116 °С, что обеспечивало условия интенсивной генерации УВ. По геохимическим данным доказано растворение жидких УВ в газе. Конденсатный фактор достигал 1500 см33, что обеспечило миграцию УВ. Под соленосной покрышкой ловушки заполнялись газоконденсатом, ниже располагались газонефтяные и нефтяные залежи. Фазовая зональность УВ-скоплений определялась плотностями миграционных потоков жидких и газообразных УВ из областей генерации к зонам аккумуляции при благоприятных условиях их сохранности. Предполагается, что формирование гигантского Астраханского газоконденсатного месторождения происходило в несколько этапов. Массивные залежи заполнялись палеонефтяными скоплениями, а затем превращались в газонефтяные и газоконденсатные. В нижнепермских ловушках содержались газонефтяные и нефтяные залежи тяжелого состава. Хотя Астраханское газоконденсатное месторождение характеризуется как вторичное, это не исключает существование в более древних отложениях первичных газонефтяных залежей. На юго-восточном склоне Прикаспийской впадины существовали благоприятные геолого-геохимические условия для формирования нефтяных скоплений (месторождение Тенгиз). Район шельфа Северного Каспия расположен между Астраханской и Тенгизской зонами нефтегазонакопления. На глубине 6 км возможны УВ-скопления легких нефтей, ниже ожидаются первичные газоконденсаты и высокотемпературный газ.

На данном этапе исследований наиболее перспективны отложения подсолевого палеозоя Астраханского поднятия. Неясны перспективы северной и центральной Калмыкии ввиду слабой изученности.

Таким образом, на основе современных аналитических исследований нефтегазоматеринских свойств уточнена продуктивность основных очагов генерации УВ разновозрастных комплексов с учетом термокаталитических движений. Проведенная корреляция биомаркеров в системе ОВ породы - нефть - конденсат - газ послужила основой для моделирования процессов формирования УВ-скоплений различного фазового состава с учетом влияния вторичных процессов. На базе этой модели дан прогноз преимущественной нефтеносности девон-турнейских отложений Астраханского свода и его восточного продолжения в пределах акватории Северного Каспия.

Проведенные комплексные геолого-геохимические исследования позволяют снижать риск проведения геолого-разведочных работ на объектах поисковых работ и площадях с перспективными структурами на УВ различного фазового состава.

Литература

1.     Дмитриевский А.Н. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, Л.Ш. Донгорян, А.В. Каракин, Ю.А. Повешенко // Геология нефти и газа. - 2003. - № 1.

2.     Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза / Под ред. С.П. Максимова, В.В. Ильинской. - М.: Недра, 1989.

Abstract

The article is devoted to actual problem of using results of seismic prospecting data interpretation in creating three-dimensional geological models of oil fields. The authors propose a new method of using the obtained maps of geological types of section or facial maps in creating lithofacial cubes in three-dimensional geological models.

For most full using of prognostic maps in different systems of three-dimensional simulation two alternative technologies were elaborated. The first one is suggested for object simulation, the second - in stochastic indicator simulation. Advantages of the suggested approach become obvious in elaborating oil pools models in layers with high vertical and complicated lateral variability. Realization of suggested methodology is presented on the example of Upper Jurassic layer YuV,1 of one of West Siberian fields. Proposed methodologies and technologies of using seismic prospecting data in creating three-dimensional geological models present an obvious interest because they open a new possibility to use a wide spectrum of prognostic maps. The authors did the first step on the way of elaborating methodology and technology of using maps of section type distribution in three-dimensional geological simulation.