Астраханское газоконденсатное месторождение

Астраханское газоконденсатное месторождение, АГКР - большое месторождение углеводородов , расположенный в Астраханской области Российской Федерации . Месторождение находится в юго-западной части Прикаспийской впадины , в 60 км северо-восточнее 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. м 3 газа и 400 млн. т конденсата (с высоким содержанием сероводорода ). По состоянию на 2000 год с месторождения добыто около 12 млрд. м 3 газа, 4 млн. т конденсата и 4 млн. т серы. При летнего произведения газа 12 млрд. м 3 (2,06% от общего объема добычи газа в РФ в 2009 ), обеспеченность Астраханского газоперероблювального комплекса промышленными запасами только по левобережной части АГКР составляет сотни лет.

Общая характеристика месторождения

Промышленное скопление углеводородов приурочены к центральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода, размером (по изогипс -4200 м) 100 45 км, с амплитудой более 350 м. Размеры залежи составляют 100 х 40 км, этаж газоносности 220 м. Продуктивными является пидсольови карбонатные отложения нижньобашкирського пидьярусу среднего карбона , которые здесь залегают на глубинах 3900-4100 м. В зависимости массивного типа, для него характерны АВПТ (до 63 МПа ). Коллекторы представлены толщей недоломитизованих органогенно-обломочных известняков , без макротрещин и каверн , мощностью до 280 м. Покрышка месторождения - глинисто-кремнисто-карбонатные нижньопермськи отложения, мощностью 50-170 м, и вышележащие сульфатно-галогенные породы Кунгурская яруса . Компонентный состав природного газа (%): СН 4 50-55; Н 2 S 22-24; СО 2 20-22, N 2 до 3. Дебиты газа из эксплуатационных скважин составляют 720 тыс. м 3 / сут на 15-мм штуцере , содержание стабильного конденсата составляет от 240 до 570 см 3 / м 3 , плотность конденсата 0,81 г / см 3.

История месторождения

Фото памятного знака в честь открытия скважиной Ширяевский № 5 Астраханского газоконденсатного месторождения

Сейсморазведочных работами КМЗХ 1961 года выявлено Астраханское свода и получены предварительные данные о глубинах залегания пидсольових отложений. Глубокое поисковое бурение на пидсольови палеозойские отложения начато 1967 года Астраханской нефтеразведочной экспедицией глубокого бурения (Анре) закладкой скважины Степановская № 1. С 1970 года розбурюються локальные поднятия с проектными глубинами 4500-5000 м. В результате этих работ уточнено сведения о глубинах их стратиграфическую принадлежность, вещественный состав и коллекторские свойства.

Первый промышленный фонтан газа с конденсатом ( аварийный выброс ) получен в скважине Аксарайский № 1 в феврале 1974 года. При подъеме бурового инструмента с известняков башкирского яруса в интервале 3981-2994 м произошел аварийный выброс пластового газа с конденсатом с ориентировочным дебитом 500 тыс. м 3 / сут. Газ должен 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 аварии ликвидированы.

13 августа 1976 года в скважине Ширяевский № 5, которая была пробурена в 5 км к востоку от Аксарайский № 1, при опробованием 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 штуцере составил 339 тыс. м 3 / сутки, а абсолютно свободный дебит газа составил 838 тыс. м 3 / сут. Состав газа (%): метан - 58,86, этан - 1,88, пропан - 0,60, азот - 0,91, диоксид углерода - 11,00, сероводород - 26,6. Относительная удельный вес - 0,8552. В интервале 4050-3995 м дебит газа на 14,8 мм штуцере составил 375,2 тыс. м 3 / сут. 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 участвуют Общая мощность осадочного чехла в пределах площади газоносности оценивается в 15-16 км.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Шлиф полидетритового кальцитизованого известняка башкирского возраста с глубины 4041,78 м из скважины Астраханская № 25. Общее количество вторичного кальцита - 10%. Текстура - пятнистая. Николе

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

Древние отложения, вскрытые разведочными скважинами на Астраханском газоконденсатном месторождении, представленные мощной толщей терригенно - хемогенных пород девонского возраста.

Середньокарбонови отложения представлены преимущественно органогенными , оолитов известняками , которые формировались в мелко-прибрежных условиях. Для них характерно наличие первичной и вторичной пористости . Открытая пористость составляет 5-16%, при среднем значении 10,1%, пористых проницаемость изменяется от 98 10 -6 до 0,04 Дарси, а трещинные - от 18 10 -7 до 196 10 -5 Дарси . В нижней части разреза середньокарбонових пород залегает пласт глин мощностью 5-7 м. Раскрытие скважинами средньокамяновугильних (производительных) отложений прогнозируется на глубинах 3890-3910 м.

Пермская система представлена отложениями Сакмаров - Артинск и Кунгурская ярусов . Сакмаров-Артинск отложения в верхней части разреза представлены известняками и доломитами с прослойками аргиллитов , а в нижней - преимущественно аргиллитами. Доломиты сильно глинистые, битуминозные, с многочисленными включениями органических остатков. В аргиллитов отмечаются конкреции и кристаллы пирита . Плохая расчлененность толще на ярусы связана с низким выносом керна из этого интервала и плохой сохранностью палеонтологических остатков . Породы крепкие, с плотностью 2,6 г / см 3 . В целом эта толща не имеет коллекторских свойств и служит достаточно надежной крышкой для залегающего внизу продуктивного пласта известняков. Раскрываются Сакмаров-Артинск отложения на глубинах 3810-3840 м, при средней мощности 80 м.

Породы Кунгурская яруса представлены сульфатно-галогенными образованиями. В верхней части разреза - неравномерное чередование различных по мощностям пачек каменной соли и ангидритов . В средней части, которая охватывает две трети разреза, залегают соли с одиночным маломощными прослойками ангидритов. В нижней части разреза в солях отмечаются пачки ангидритов и песчаников . Для частей разреза с прослоями и линзами терригенных пород характерные зоны АВПТ и проявления рассолов с дебитами 4-6 м 3 / сут. Средняя глубина раскрытия кровли пород Кунгурская яруса - 2000 м. Мощность этой толщи - 1810 г. Интервалы залегания солей: 2075-2225 м, 2275-2435 м, 2475-2630 м, 2705-3025 м, 3045-3275 м, 3385-3535 м, 3600-3810 г.

На соленосных отложениях Кунгурская яруса с незначительной угловой и четкой стратиграфической несообразностью залегают нижньотриасови отложения, которые представлены мелко-среднезернистыми крепкими песчаниками и алевролитами, с преобладанием последних. Цвет пород разное, преимущественно красных тонов. По коллекторскими свойствами отложения сильно неоднородны. Пористость их колеблется в широких пределах, от 5 до 20%. Проницаемость - от единиц до нескольких сотен мДарси. Кровля нижньотриасовых отложений картуеться на глубинах 1740-1758 м. Средняя мощность толщи нижньотриасового возраста составляет 260 м.

Структурно-тектонические особенности территории месторождения

Схема расположения карбонатных массивов верхнего палеозоя Прикаспийской впадины

Условные обозначения: 1 - изогипс кровли пидсольових докунгурських отложений, км 2 - нижньопермський бортовой уступ 3 - выступления фундамента Восточноевропейской платформы , 4 - контур Актюбинской-Астраханской системы выступлений 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 за изогипс -7000 м составляет 250 140 км, амплитуда по кровле верхньобашкирських отложений - 3000 м. В плане он имеет форму сегмента, обращенный выпуклой частью в сторону Прикаспийской впадины. С юга он граничит по системе глубинных разломов с мегавалом Карпинского , который является частью Передкавказькои епигерцинськои платформы .

Гидрогеологическая характеристика месторождения

В геологическом разрезе Астраханского свода выделяют девять основных водоносных комплексов . Некоторые комплексы из-за похожие гидрогеологические параметры объединяются два и более в один комплекс. В этом случае происходит незбижнисть возрастных границ.

Четвертичный - содержит водоносные горизонты , приуроченные к слоев 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-неоген - приурочен к песчаных коллекторов . По химическому составу подземные воды комплекса хлоридно-натриевые . Общая минерализация колеблется в широких пределах, от 7 до 40 г / л. Воды напорные , при самовиливи и при откачке эрлифтом полученные дебиты составили до 30 л / сек. Воды комплекса широко используются для хозяйственных нужд, водоснабжения населенных пунктов и приготовления буровых растворов .

Середньоальбсько-верхнемеловых - приурочен к отложениям среднего и верхнего альба и карбонатных пород верхней мела . Дебиты достигают 8,5 м 3 / сут. Плотность 1,05-1,09 г / см 3 . Общая минерализация составляет 4629 мг-экв / л. По химическому составу воды относятся к хлоридно-кальциевого типа.

Нижньоальбський - имеет повсеместное распространение в пределах Астраханского свода, дебиты колеблются в пределах от 28,8 до 123 м 3 / сут. Плотность пластовых вод составляет 1,05-1,08 г / см 3 . Общая минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв. / Л. Воды классифицируются как рассолы хлоридно-кальциевого типа.

Верхнеюрских-аптський - с дебитами пластовых вод до 18 м 3 / сут. Минерализация вод невысокая - 1800-2264 мг-экв. / Л. По химическому составу они относятся к хлоридно-кальциевых.

Среднеюрского - дебиты подземных пластовых вод из этого комплекса составляют от единиц до 300 м 3 / сут. Плотность изменяется от 1,08 к до 1,11 г / см 3 , при общей минерализации 5200-7500 мг-экв. / л. По химическому составу эти воды относятся к рассолов хлоридно-кальциевого типа.

Триасовый - дебиты подземных пластовых вод из отложений этого комплекса обычно небольшие. По химическому составу воды является рассолом хлоридно-кальциевого типа, с плотностью 1,19-1,22 г / см 3 , общая минерализация 5800-10800 мг-экв / л. Газонасыщенность колеблется в широких пределах от 50-100 до 800-1000 см 3 / л.

Кунгурская - пластовые воды Кунгурская комплекса приурочены к терригенных слоев, залегающих среди толще пермских каменных солей . Эти воды относятся к хлоридно-кальциевых рассолов ( рапа ) с плотностью 1,26 г / см 3 . Дебиты этих рассолов колеблются в пределах от 5 до 200 м 3 / сут. Высокодебитные приливы рапы из отложений Кунгурская комплекса сильно усложняют процесс бурения скважин .

Докунгурський - незначительные дебиты пластовых вод. Плотность минеральных вод из каменноугольных карбонатных отложений колеблется в пределах от 1,015 до 1,06 г / см 3 , в основном 1,04 г / см 3 . Минерализация - 2391-3237 мг-экв / л. Воды относятся к гидрокарбонатных натриевых. Характерный признак вод данного комплекса - наличие большого количества (до 60%) растворенного сероводорода . С Сакмаров-Артинск отложений нижней перми в пределах Астраханского свода водопроявлений не зафиксированы.

Эксплуатация месторождения

Характеристика газового положу

Возраст продуктивных отложений Глубина кровли в своде, м Пористость,% Проницаемость, м 2 Р пл. начальный, МПа Т пл. , ° С Удельный вес, г / см 3 ВВ,% H 2 S,% CO 2 ,% Газоконденсатный фактор, см / м 3

С 2 b 1 3890 10,1 от 0,01 10 -15 до 42 10 -15 63,1 109,2 1,081 47,8 22,5 21,5 240-560

Астраханский газоперерабатывающий завод, построенный специально для переработки природных газов Астраханского газоконденсатного месторождения

В 1987 начата опытно-промышленная эксплуатация. Условия эксплуатации скважин на месторождении сложные через АВПТ и высокую коррозионную способность сероводорода , что значительно повышает продукцию. Генеральный проектировщик месторождения - НИИ «ПивденНДИдипрогаз» . Лицензия на добычу природного газа на Астраханском газоконденсатном месторождении принадлежит российской компании ООО «Газпром добыча Астрахань». Оператор месторождения - ООО «Газпром добыча Астрахань» , 100% дочерняя компания ОАО «Газпром» . В 1980-х годах создан на сырьевой базе месторождения газоперерабатывающий завод был ориентирован на производство серы (завод считался базовым предприятием в СССР по производству серы), но в последние годы, в связи с изменениями 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. м 3 газа и 4,16 млн. т конденсата в год. И это притом, что ООО «Газпром добыча Астрахань» более чем за 20 лет работы на месторождении добыла 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 произведения углеводородного сырья и делает невозможным дальнейшее ее 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 объему 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 (комковатая, 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, Енотаивське, Верблюжье, Харабалинского и газовое Северо-Шаджинске, ожидающих разработки.

Особенности бурения скважин в пределах месторождения

При бурения залегающих в широком диапазоне глубин и содержат высокопроницаемых пески, песчаники и известняки , отмечались поглощения бурового раствора при увеличении его плотности до 1,34 г / см 3 . В неустойчивых аргилитоподибних глинах происходили осложнения ствола скважины, связанные с обвалами стенок скважины, сильное каверноутворення, образования сальников, випучування глинистых пород с последующим их обвалом . Поэтому часто происходили недопуска технических колонн до проектной глубины.

Особую сложность при бурении представляет проходка солевой толще, которая составлена галита с включениями слоев бишофита , карналлита и Сильвина и неравномерным чередованием слоев слабо сцементированных песчаников , алевролитов , которые подвержены интенсивному вспучивания и оползней, перемьятих ангидритов с включениями крупнокристаллического галит, алевролитов , быстро разрушаются в технической минерализованной воде и фильтрате бурового раствора , превращаясь в илистую массу.

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

Астраханское ГКМ и Украина

В 2006 году украинский миллиардер Дмитрий Фирташ (совладелец «Rosukrenergo» ) выкупил у ВТБ 74,9% акций Астраханской нефтегазовой компании (владельца месторождения) и надеялся добавить к ним блок-пакет астраханской областной администрации. Он победил в областном тендере и уже готов был завершить сделку, когда неожиданно президент РФ В. Путин наложил прямое вето на продажу активов АНГК украинскому олигарху. В 2007 Фирташ был вынужден вернуть акции ВТБ, которые впоследствии были переданы Газпромбанку .

Астраханское газоконденсатное месторождение - одно из нескольких, которое было предложено российской стороной как базовый вклад в совместное предприятие Газпрома и Нафтогаза на встрече 26 ноября 2010 года в Москве председателя правления Газпрома Алексеем Миллером и министра по вопросам топлива и энергетики Украины Юрия Бойко .