Астраханське газоконденсатне родовище

Астраханське газоконденсатне родовище, АГКР - велике родовище вуглеводнів, розташований в Астраханській області Російської Федерації. Родовище розташоване в південно-західній частині Прикаспійської западини, в 60 км на північний схід від м Астрахань і відноситься до Прикаспійської нафтогазоносної провінції.

Астраханське газоконденсатне родовище - найбільше в Європі за запасами газу і конденсату, і входить в десятку найбільших газових родовищ Росії. Його геологічні запаси оцінюються в 2500 млрд. М 3 газу і 400 млн. Т конденсату (з високим вмістом сірководню). Станом на 2000 рік з родовища видобуто близько 12 млрд. М 3 газу, 4 млн. Т конденсату і 4 млн. Т сірки. При річного твори газу 12 млрд. М 3 (2,06% від загального обсягу видобутку газу в РФ в 2009), забезпеченість Астраханського газоперероблювального комплексу промисловими запасами тільки по лівобережній частині АГКР становить сотні років.

Промислове скупчення вуглеводнів приурочені до центральної, найбільш піднятій частині Астраханського зводу, розміром (по ізогипс -4200 м) 100 45 км, з амплітудою понад 350 м. Розміри поклади становлять 100 х 40 км, поверх газоносності 220 м. Продуктивними є підсольові карбонатні відкладення ніжньобашкірського підьярусу середнього карбону, які тут залягають на глибинах 3900-4100 м. В залежності масивного типу, для нього характерні АВПТ (до 63 МПа). Колектори представлені товщею недоломітізованіх органогенно-уламкових вапняків, без макротріщин і каверн, потужністю до 280 м. Покришка родовища - глинисто-кременисто-карбонатні ніжньопермські відкладення, потужністю 50-170 м, і вище розміщені сульфатно-галогенні породи Кунгурская ярусу. Компонентний склад природного газу (%): СН 4 50-55- Н 2 S 22-24- СО 2 20-22, N 2 до 3. Дебіти газу з експлуатаційних свердловин становлять 720 тис. М 3 / сут на 15-мм штуцері , зміст стабільного конденсату складає від 240 до 570 см 3 / м 3, щільність конденсату 0,81 г / см 3.

Фото пам`ятного знака на честь відкриття свердловиною Ширяївський № 5 Астраханського газоконденсатного родовища

Сейсморозвідувальних роботами КМЗХ 1961 року виявлено Астраханське зводу і отримані попередні дані про глибини залягання підсольовіх відкладень. Глибоке пошукове буріння на підсольові палеозойские відкладення розпочато 1967 року Астраханській нефтеразведочной експедицією глибокого буріння (Анре) закладкою свердловини Степанівська № 1. З 1970 року розбурюються локальні підняття з проектними глибинами 4500-5000 м. В результаті цих робіт уточнено відомості про глибини їх стратиграфическую приналежність, речовинний склад і колекторські властивості.

Перший промисловий фонтан газу з конденсатом (аварійний викид) отримано в свердловині Аксарайський № 1 в лютому 1974 року. При підйомі бурового інструменту з вапняків башкирського ярусу в інтервалі 3981-2994 м стався аварійний викид пластового газу з конденсатом з орієнтовним дебітом 500 тис. М 3 / сут. Газ повинен компонентний склад (%): метан - 58,18, етан - 7,38, пропан - 1,10, бутан - 0,64, азот - 4,05, діоксид вуглецю - 13,18, сірководень - 15,47 . Після закриття превентора аварії ліквідовані.

13 серпня 1976 року в свердловині Ширяївський № 5, яка була пробурена в 5 км на схід від Аксарайський № 1, при випробуванням вапняків башкирського ярусу в інтервалі 4100-4070 м, отримано промисловий приплив газу з конденсатом. Цей день вважається днем відкриття Астраханського газоконденсатного родовища. Дебіт газу на 13,7 мм штуцері склав 339 тис. М 3 / добу, а абсолютно вільний дебіт газу склав 838 тис. М 3 / сут. Склад газу (%): метан - 58,86, етан - 1,88, пропан - 0,60, азот - 0,91, діоксид вуглецю - 11,00, сірководень - 26,6. Відносна питома вага - 0,8552. В інтервалі 4050-3995 м дебіт газу на 14,8 мм штуцері склав 375,2 тис. М 3 / сут. Склад газу (%): метан - 61,88, етан - 0,62, пропан - 0,34, азот - 1,57, діоксид вуглецю - 13,2, сірководень - 22,00.

Геологічний розріз Астраханського ГКР

В геологічну будову унікального Астраханського газоконденсатного родовища беруть участь Загальна потужність осадового чохла в межах площі газоносності оцінюється в 15-16 км.

Шліф полідетрітового кальцітізованого вапняку башкирського віку з глибини 4041,78 м з свердловини Астраханська № 25. Загальна кількість вторинного кальциту - 10%. Текстура - плямиста. Николе

Шліф органогенно-детрітовие вапняку башкирського віку з глибини 4186 м з свердловини Астраханська № 1. Николе

Стародавні відкладення, розкриті розвідувальними свердловинами на Астраханському газоконденсатному родовищі, представлені потужною товщею терригенно - хемогенних порід девонського віку.

Середньокарбонові відкладення представлені переважно органогенних, оолітов вапняками, які формувалися в дрібно-прибережних умовах. Для них характерна наявність первинної і вторинної пористості. Відкрита пористість становить 5-16%, при середньому значенні 10,1%, пористих проникність змінюється від 98 10 -6 до 0,04 Дарсі, а трещинние - від 18 10 -7 до 196 10 -5 Дарсі. У нижній частині розрізу середньокарбоновіх порід залягає пласт глин потужністю 5-7 м. Розкриття свердловинами средньокамяновугільніх (продуктивних) відкладень прогнозується на глибинах 3890-3910 м.

Пермська система представлена відкладеннями Сакмара - Артинськ і Кунгурская ярусів. Сакмара-Артинськ відкладення у верхній частині розрізу представлені вапняками і доломітами з прошарками аргілітів, а в нижній - переважно аргілітами. Доломіти сильно глинисті, бітумінозні, з численними включеннями органічних залишків. У аргиллитов відзначаються конкреції і кристали піриту. Погана розчленованість товщі на яруси пов`язана з низьким виносом керна з цього інтервалу і поганий збереженням палеонтологічних залишків. Породи міцні, з щільністю 2,6 г / см 3. В цілому ця товща не має колекторських властивостей і служить досить надійною кришкою для залягає внизу продуктивного пласта вапняків. Розкриваються Сакмара-Артинськ відкладення на глибинах 3810-3840 м, при середній потужності 80 м.

Породи Кунгурская ярусу представлені сульфатно-галогенними утвореннями. У верхній частині розрізу - нерівномірне чергування різних за потужностями пачок кам`яної солі і ангідритів. У середній частині, яка охоплює дві третини розрізу, залягають солі з одиночним малопотужними прошарками ангідритів. У нижній частині розрізу в солях відзначаються пачки ангідритів і пісковиків. Для частин розрізу з прошарками і лінзами теригенних порід характерні зони АВПТ і прояви розсолів з дебітом 4-6 м 3 / сут. Середня глибина розкриття покрівлі порід Кунгурская ярусу - 2000 м. Потужність цієї товщі - 1810 р Інтервали залягання солей: 2075-2225 м, 2275-2435 м, 2475-2630 м, 2705-3025 м, 3045-3275 м, 3385-3535 м, 3600-3810 р

На соленосних відкладах Кунгурская ярусу з незначною кутовий і чіткої стратиграфической незгідністю залягають ніжньотріасові відкладення, які представлені дрібно-середньозернисті міцними пісковиками і алевролітами, з переважанням останніх. Колір порід різний, переважно червоних тонів. За колекторськими властивостями відкладення сильно неоднорідні. Пористість їх коливається в широких межах, від 5 до 20%. Проникність - від одиниць до декількох сотень мДарсі. Покрівля ніжньотріасових відкладень картуеться на глибинах 1740-1758 м. Середня потужність товщі ніжньотріасового віку становить 260 м.

Схема розташування карбонатних масивів верхнього палеозою Прикаспійської западини

Умовні позначення: 1 - ізогипс покрівлі підсольовіх докунгурськіх відкладень, км 2 - ніжньопермській бортовий уступ 3 - виступи фундаменту Східноєвропейської платформи, 4 - контур Актюбінської-Астраханській системи виступів фундаменту, 5 - тектонічні шви, 6 - області розвитку карбонатних порід верхнього палеозоя- родовища: 7 - нафтові, 8 - нафтогазові, 9 - газові та газоконденсатні

В тектонічному плані Астраханське ГКР знаходиться в межах Астраханського зводу, розмір якого за ізогипс -7000 м становить 250 140 км, амплітуда по покрівлі верхньобашкірськіх відкладень - 3000 м. У плані він має форму сегмента, звернений опуклою частиною в бік Прикаспійської западини. З півдня він межує за системою глибинних розломів з мегавали Карпінського, який є частиною Передкавказькоі епігерцинської платформи.

В геологічному розрізі Астраханського зводу виділяють дев`ять основних водоносних комплексів. Деякі комплекси через схожі гідрогеологічні параметри об`єднуються два і більше в один комплекс. В цьому випадку відбувається незбіжність вікових меж.

Четвертинний - містить водоносні горизонти, приурочені до шарів пісків і алевролітів четвертинних відкладень. Загальна мінералізація коливається від 1 до 30 г / л. Води цього комплексу використовуються для господарсько-питного водопостачання в дуже незначній кількості через істотне забруднення нафтопродуктами.

Палеоген-неоген - приурочений до піщаних колекторів. За хімічним складом підземні води комплексу хлоридно-натрієві. Загальна мінералізація коливається в широких межах, від 7 до 40 г / л. Води напірні, при самовіліві і при відкачці ерліфтом отримані дебіти склали до 30 л / сек. Води комплексу широко використовуються для господарських потреб, водопостачання населених пунктів і приготування бурових розчинів.

Середньоальбсько-верхньокрейдяних - приурочений до відкладів середнього і верхнього альба і карбонатних порід верхньої крейди. Дебіти досягають 8,5 м 3 / сут. Щільність 1,05-1,09 г / см 3. Загальна мінералізація становить 4629 мг-екв / л. За хімічним складом води відносяться до хлоридно-кальцієвого типу.

Ніжньоальбській - має повсюдне поширення в межах Астраханського зводу, дебіти коливаються в межах від 28,8 до 123 м 3 / добу. Щільність пластових вод становить 1,05-1,08 г / см 3. Загальна мінералізація змінюється від 2300 до 5600 мг-екв. / Л. Води класифікуються як розсоли хлоридно-кальцієвого типу.

Верхнеюрських-аптській - з дебітом пластових вод до 18 м 3 / сут. Мінералізація вод невисока - 1800-2264 мг-екв. / Л. За хімічним складом вони відносяться до хлоридно-кальцієвих.

Среднеюрского - дебіти підземних пластових вод з цього комплексу складають від одиниць до 300 м 3 / добу. Щільність змінюється від 1,08 до до 1,11 г / см 3, при загальній мінералізації 5200-7500 мг-екв. / Л. За хімічним складом ці води відносяться до розсолів хлоридно-кальцієвого типу.

Тріасовий - дебіти підземних пластових вод з відкладень цього комплексу зазвичай невеликі. За хімічним складом води є розсолом хлоридно-кальцієвого типу, з щільністю 1,19-1,22 г / см 3, загальна мінералізація 5800-10800 мг-екв / л. Газонасиченість коливається в широких межах від 50-100 до 800-1000 см 3 / л.

Кунгурская - пластові води Кунгурская комплексу приурочені до теригенних шарів, що залягають серед товщі пермських кам`яних солей. Ці води відносяться до хлоридно-кальцієвих розсолів (ропа) з щільністю 1,26 г / см 3. Дебіти цих розсолів коливаються в межах від 5 до 200 м 3 / добу. Високодебітні припливи ропи з відкладень Кунгурская комплексу сильно ускладнюють процес буріння свердловин.

Докунгурській - незначні дебіти пластових вод. Щільність мінеральних вод з кам`яновугільних карбонатних відкладень коливається в межах від 1,015 до 1,06 г / см 3, в основному 1,04 г / см 3. Мінералізація - 2391-3237 мг-екв / л. Води відносяться до гідрокарбонатних натрієвих. Характерна ознака вод даного комплексу - наявність великої кількості (до 60%) розчиненого сірководню. З Сакмара-Артинськ відкладень нижньої пермі в межах Астраханського зводу водопроявів не зафіксовано.

Характеристика газового покладу

Вік продуктивних відкладень Глибина покрівлі в зведенні, м Пористість,% Проникність, м 2 Р пл. початковий, МПа Т пл. , ° С Питома вага, г / см 3 ВВ,% H 2 S,% CO 2,% газоконденсатних фактор, см / м 3

З 2 b 1 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

Астраханський газопереробний завод, побудований спеціально для переробки природних газів Астраханського газоконденсатного родовища

У 1987 розпочато дослідно-промислова експлуатація. Умови експлуатації свердловин на родовищі складні через АВПТ і високу корозійну здатність сірководню, що значно підвищує продукцію. Генеральний проектувальник родовища - НДІ «ПівденНДІдіпрогаз». Ліцензія на видобуток природного газу на Астраханському газоконденсатному родовищі належить російській компанії ТОВ «Газпром видобуток Астрахань». Оператор родовища - ТОВ «Газпром видобуток Астрахань», 100% дочірня компанія ВАТ «Газпром». У 1980-х роках створено на сировинній базі родовища газопереробний завод був орієнтований на виробництво сірки (завод вважався базовим підприємством в СРСР по виробництву сірки), але в останні роки, у зв`язку зі змінами цін на сірку на світовому ринку, підприємство планує перейти на виробництво метану і моторних масел. Станом на кінець 2009 року виробничі потужності АГПЗ складають 12 млрд. М 3 газу і 4,16 млн. Т конденсату на рік. І це при тому, що ТОВ «Газпром видобуток Астрахань» більш ніж за 20 років роботи на родовищі добула не більше 10% розвіданих запасів. Такі низькі темпи обумовлені значною глибиною залягання покладів ВВ (глибше 4000 м), складними умовами видобутку (пластовий тиск 620 атм і пластова температура близько 120 ° C) і високим вмістом агресивних і токсичних домішок, що вимагає підвищених заходів безпеки при твори вуглеводневої сировини і робить неможливим подальше її використання без первинного очищення. Крім того, родовище розташоване в екологічно чутливому районі (басейн Волги). Через високий вміст токсичних компонентів в природному газі родовища «Газпром видобуток Астрахань» займає перше місце в області за обсягом викидів шкідливих речовин в атмосферу, а діючі в області квоти на викиди сірчистого ангідриду і вуглекислого газу практично вичерпані. До того ж застаріла технологічна база підприємства не дозволяє поліпшити ситуацію. Побічна продукція заводу - сірка (грудкувата, рідка і гранульована) поставляється на хімічні підприємства України, Азербайджану, Італії, Румунії, Великобританії, Індії, країн Африки. АГПЗ виробляє більше 10% світового виробництва сірки. Однак в 2008-2010 роках на ринках збуту цього товару настала стагнація, оскільки виробництво випереджає споживання і виробникам необхідно шукати нові методи екологічно безпечного зберігання нереалізованих залишків продукції.

Крім цього родовища, в Астраханській області в 1990-1991 роках відкриті кілька нафтових родовищ - Правобережний, Енотаівське, Верблюже, Харабалінского і газове Північно-Шаджінске, які очікують розробки.

При буріння залягають в широкому діапазоні глибин і містять високопроникних піски, пісковики та вапняки, відзначалися поглинання бурового розчину при збільшенні його щільності до 1,34 г / см 3. У нестійких аргілітоподібніх глинах відбувалися ускладнення стовбура свердловини, пов`язані з обвалами стінок свердловини, сильне каверноутворення, освіти сальників, віпучування глинистих порід з подальшим їх обвалом. Тому часто відбувалися недопуску технічних колон до проектної глибини.

Особливу складність при бурінні представляє проходка сольовий товщі, яка складена Галіт з включеннями шарів бішофіту, карналлита і Сильвина і нерівномірним чергуванням шарів слабо зцементованих пісковиків, алевролітів, які схильні до інтенсивного спучування і зсувів, перемьятіх ангідритів з включеннями крупнокристалічного галит, алевролітів, швидко руйнуються в технічній мінералізованою воді і фильтрате бурового розчину, перетворюючись в мулисту масу.

Значні труднощі і аварії відбуваються при проходці свердловини в продуктивних відкладах башкирського ярусу середнього карбону. Інтенсивні газопроявів з аномально високим пластовим тиском і високим вмістом сірководню в газах, пластових водах і породах. Відзначалися прихвати бурового інструменту через раптове перепад тисків в системі пласт-свердловина і коагуляційного дії сірководню на буровій глинистий розчин.

У 2006 році український мільярдер Дмитро Фірташ (співвласник «Rosukrenergo») викупив у ВТБ 74,9% акцій Астраханської нафтогазової компанії (власника родовища) і сподівався додати до них блок-пакет астраханської обласної адміністрації. Він переміг в обласному тендері і вже готовий був завершити угоду, коли несподівано президент РФ В. Путін наклав пряме вето на продаж активів АНГК українському олігарху. У 2007 Фірташ був змушений повернути акції ВТБ, які згодом були передані Газпромбанку.

Астраханське газоконденсатне родовище - одне з кількох, яке було запропоновано російською стороною як базовий внесок у спільне підприємство Газпрому і Нафтогазу на зустрічі 26 листопада 2010 року в Москві голови правління Газпрому Олексієм Міллером і міністра з питань палива та енергетики України Юрія Бойко.

Поділися в соц. мережах: