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

Юго-западный сектор Прикаспийской впадины обладает огромным потенциалом углеводородного сырья и благоприятными условиями формирования залежей нефти и газа, являясь и в настоящее время высокоперспективным для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. В крупнейшей подсолевой карбонатной структуре Прикаспийской впадины в каменноугольных отложениях открыто уникальное по размерам, запасам и составу Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ). Несмотря на значительный срок эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения, проблемы его геологического строения, геохимических и термобарических условий формирования и разработки требуют дополнительных исследований. Решению этой проблемы может способствовать использование технологий создания интегрированных моделей, иллюстрирующих условия формирования Астраханского газоконденсатного месторождения в условиях аномально высоких пластовых давлений. Проведено исследование геотермической зрелости органического вещества материнских пород в пределах Астраханского свода, обоснованы очаги генерации газа и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения.Подтверждением этого служит открытие по периферии впадины и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в районе Волгограда, Оренбурга, Актюбинска, Эмбы, Тенгиза и Астрахани, а также месторождений нефти, конденсата и газа в пределах внутренней бортовой части Прикаспия. На основе геолого-геофизических материалов и анализа особенностей нефтегазоносности отдельных структурных элементов в пределах Прикаспийской впадины выделены основные зоны нефтегазонакопления: Уральская (Тепловская), Карачаганак-Кобландинская, Кенкияк-Жанажольская, Тортайская (Южно-Эмбенская), Каратон-Тенгизская, Астраханская, Комсомольско-Лободинская и Ровенско-Мокроусовская. В последние годы в пределах Астраханского свода бурение глубоких (глубиной свыше 6000 - 7000 м) скважин, вскрывших отложения девона, впервые позволило получить прямую геологическую информацию о литологостратиграфической характеристике подсолевого разреза Астраханского свода в целом и Астраханского карбонатного массива в частности. По особенностям внутреннего строения и латерального прослеживания отражающих горизонтов и границ в пределах этой области выделяются три сейсмогеологические района (СГР): Южно Астраханский, Центрально-Астраханский и Заволжский. На крайнем западе Астраханско - Актюбинской системы поднятий расположен Юстинско-Астраханский блок, в пределах которого в девоне начал формироваться Астраханский (Жамбайский) карбонатный массив, имеющий структуру свода.Г еохимические особенности газов и конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения подтверждают, что их компоненты делятся на два типа в зависимости от происхождения: - углеводородные газы, в том числе метан, содержание (С2-С4) и потенциальное содержание (С5 В); - неуглеводородные газы, в том числе сероводород (И28) и углекислый газ (СО2). Содержание метана варьируется от 42% в скважине 72 до 65% в скважине 40. Содержание С2-С4 колеблется от 5,6% в скважине 73 до 1,5% в 84 скважине, обе скважины расположены в центральной части Астраханского газоконденсатного месторождения. Потенциальное содержание С5 В в пластовой смеси отмечается от 134 г./м в скважине 72 на юго-западе и скважине 51 на северо-востоке до 312 г./м3 в скважине 8 в центральной части. Значения потенциального содержания этого компонента увеличивается к центральной части Астраханского газоконденсатного месторождения, где отмечаются наиболее высокие значения, где они достигают 256, 272 и 261 г./м3 в скважинах 1Рг, 42 и 17 соответственно.Астраханское газоконденсатное месторождение включает все необходимые элементы и процессы формирования скопления нефти и газа: нефтегазоматеринские породы, резервуары, надежные покрышки продуктивных пород, генерацию, миграцию и скопление углеводородов. Формирование УВ-скоплений АГКМ происходило в результате миграции углеводородов из очага их генерации, т.е. из отложений нижнего - среднего карбона близлежащих территорий (Сарпинского, Заволжского прогибов). Эти данные подтверждают, что углеводороды мигрировали по разломам из слоев высокого давления в южной части свода (более 70 МПА) вверх и на север в подсолевые резервуары низкого давления, например, в башкирские коллекторы Астраханского газоконденсатного месторождения, где давление составляло 67 МПА, оставаясь, в то же время, аномально высоким под соленосной толщей кунгура (Р1кд). На основе анализа распределения давлений пластовых флюидов осадочный разрез Астраханского свода можно разделить на две зоны, разделенные соленосной толщей кунгура (Р1к). Подсолевой башкирский резервуар (С2ъ) Астраханского газоконденсатного месторождения характеризуется высоким пластовым давлением, которое колеблется от 40 до 67 МПА (АВПД) на глубинах ниже 4000 м.