Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения - рефераты, скачать рефераты, бесплатно рефераты

Рефераты. Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения

пределах юго-западной части Прикаспийской синеклизы прослеживаются субширотные и субмеридианальные нарушения, разбивающие докембрийский фундамент на ряд приподнятых и опущенных блоков и выступов. На юго-востоке фиксируется крупный Астраханский выступ, имеющий по оконтуривающей изогипсе -8,0 км размеры 200Ч150 км и амплитуду около 1 км и входящий в Астраханско-Енбекскую зону поднятий. Вдоль современного русла р. Волги прослеживается разлом, ориентированный в субмеридианальном направлении. В периферийной части выступа фиксируются сбросы, по которым происходит ступенеобразное погружение поверхности фундамента. Узкий Заволжский прогиб отделяет Астраханский выступ с востока от Северо-Каспийского выступа [1,5,15].

В мощной толще осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской синеклизы на основе формационного анализа, морфологических особенностей структурных элементов, истории геологического развития, наличия региональных перерывов и угловых несогласий выделяется два структурных этажа: подсолевой, сложенный мощной толщей карбонатно-терригенных пород палеозойского возраста, и солянокупольный, представленный галогенно-терригенными породами от кунгурского до четвертичного возраста включительно [7].

Подсолевой структурный этаж наиболее полно отражает тектонику Прикаспийской впадины, охватывая всю ее территорию. По сравнению с другими структурными этажами он характеризуется снивелированностью подавляющего числа структур, пликативным и скрытодизъюнктивным характером залегания слоев (рис. 3).

В южной части впадины выделяется Астраханский свод. По оконтуривающей изогипсе -5,4 км он имеет размеры 210Ч180 км и амплитуду около 1,5 км.

К северо-западу от Астраханского свода прослеживается Сарпинский мегапрогиб, являющийся юго-западным заливом Центрально-Прикаспийской депрессии. По изогипсе -7,0 км он имеет размеры 150Ч100 км. Несколько западнее прослеживается Карасальская моноклиналь, представляющая собой южный участок западного борта впадины. Наблюдается моноклинальное падение пород под углом от 6? до 10? от западного бортового уступа на восток.

В южной прибортовой зоне строение подсолевого комплекса довольно сложное. Здесь прослеживается Каракульско-Смушковская зона поднятий, цепочка кулисообразно сочленяющихся валов (Сухотинский, Каракульский, Смушковский, Джакуевский и др.) протяженность валов колеблется от 60 км (Каракульский) до 140 км (Джакуевский). Ширина составляет 10-12 км, амплитуда - до 1000-1500 м. Широким распространением пользуются тектонические нарушения продольного (субширотного) и поперечного простираний. Среди продольных нарушений ведущая роль, по всей вероятности, принадлежит надвигам. Последние подтверждены бурением на Сухотинской, Каракульской и Джакуевской площадях. В складчатой структуре валов принимают участие помимо докунгурских, также кунгурские и верхнепермские образования, что свидетельствует о триасовом времени надвигания.

Наиболее дискуссионным и сложным является вопрос о характере сочленения Прикаспийской впадины и герцинид кряжа Карпинского. Существует несколько мнений по этому поводу. Большинство исследователей предполагали наличие краевого прогиба между герцинидами мегавала Карпинского и Прикаспийской впадиной. Другие склонялись к идее о существовании в зоне сочленения швов, т.е. глубинных разломов. Н.С.Шатский, занимаясь изучением сочленения платформ, установил, что в случае высокого залегания фундамента древних платформ их сочленение с геосинклинальными участками происходит по глубинному разлому - краевому шву. Именно такие условия были в пределах юго-западного обрамления Прикаспийской впадины. Данные, полученные в результате буровых и сейсморазведочных работ, позволяют утверждать, что в южной части Прикаспийской впадины перед герцинидами мегавала Карпинского типичный краевой прогиб отсутствует, а сочленение происходит по системе краевых швов.

По особенностям развития и структурной выраженности в солянокупольном структурном этаже намечаются три структурных яруса: кунгурско-триасовый, юрско-палеогеновый и верхнеплиоценово-четвертичный.

Кунгурско-триасовый структурный ярус в значительной мере особенностями своего строения обязан проявлениям соляной тектоники. В бортовых частях соляные купола имеют ориентировку параллельно бортам. Соляной тектогенез здесь проявился пассивно, соляные штоки залегают глубоко, свыше 3000 м. Последнее обусловлено небольшой мощностью соли. В связи с этим формировались поднятия с невысокими соляными штоками, разобщенные между собой межкупольными мульдами, из которых соль практически отжата полностью и верхнепермские отложения залегают непосредственно на нижней сульфатно-терригенной пачке кунгурского яруса. По мере удаления от бортовых зон происходит увеличение мощности соли и, как следствие этого, возрастает активность соляного тектогенеза. Здесь формируются крупные соляные гряды и массивы, соединенные соляными перешейками. Гряды сопряжены с межгрядовыми прогибами. Сочетание гряд и прогибов создает ячеистый характер солянокупольной структуры. Протяженность гряд достигает 100 км и более, ширина - 15-25 км. Наиболее активно соляной тектогенез проявился в Центрально-Прикаспийской депрессии.

Соляная тектоника значительно осложнила и затушевала региональный структурный план кункурско-триасового яруса, но не переработала его полностью.

Юрско-палеогеновый структурный ярус с резким угловым несогласием залегает на образованиях кунгурско-триасового яруса. Соляная тектоника в рассматриваемом комплексе проявилась менее активно, чем в подстилающем структурном ярусе. Соляные купола распространены как в пределах поднятий, так и в прогибах.

Плиоценово-четвертичный структурный ярус залегает с резким угловым и стратиграфическим несогласием на подстилающих породах от кунгура до палеогена включительно. Характерной особенностью его является невысокая степень дислоцированности пород. Углы падения пород обычно меньше 1?. Соляная тектоника проявилась незначительно. Лишь в ряде районов (г. Богдо) соленосные отложения кунгура прорывают полностью плиоценово-четвертичные отложения.

Скифско-Туранская платформа состоит из Скифской и Туранской плит с герцинским складчатым основанием. Наиболее интересным для нас является кряж Карпинского, структурный элемент первого порядка, расположенный в пределах эпигерцинской Скифской плиты. Он расположен над верхнепалеозойским наложенным прогибом, включающим на западном продолжении Донбасс. Фундамент сложен дислоцированными и метаморфизованными породами верхнего палеозоя, представленными мощной (10000-11000 м) толщей аргиллитов, песчаников, алевролитов, сланцев. В осадочном чехле многие исследователи выделяют доплитный и ортоплатформенный комплексы. К доплитному комплексу отнесены пермско-триасовые отложения, залегающие между фундаментом и ортоплатформенным чехлом.

Рисунок 1.1. Структурно-тектоническая схема Астраханского свода

2.2 Нефтегазоностность

По современным прогнозным оценкам подсолевой структурно-тектонический комплекс отложений содержит наибольшие ресурсы нефти и газа. На территории юго-западной части Прикаспийской впадины признаки нефтегазоносности комплекса установлены в пределах Астраханского свода в широком возрастном интервале от среднего девона до нижней перми. Во вскрытом глубоким бурением подсолевом разрезе можно выделить три региональных нефтегазоносных комплекса: среднедевонско-нижнефранский, верхнефранско-нижневизейскийи верхневизейско-башкирский [7].

В терригенной части разреза среднедевонских отложений скважины Девонская 2 отмечено активное газопроявление с глубины 6518 м. По промыслово-геофизическим данным отмечается наличие маломощных проницаемых пропластков песчаников с пористостью 11-16 % и известняков с пористостью до 10 %. Предполагается,что покрышкой для коллекторов комплекса могут служить перекрывающие их глинисто-алевролитовые отложения живетского яруса среднего девона. На данном этапе изученности характер насыщения и степень продуктивности среднедевонско-нижнефранских отложений не выяснены и нуждаются в дальнейшем исследовании.

Верхнефранско-нижневизейский комплекс представляет собой мощную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Впервые признаки нефтегазоносности комплекса установлена на Астраханском своде в Володарской скв.2. В процессе бурения скважины при забое 5961 м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/ м3 (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 31 0С. В скв. Правобережная 1 были опробованы в процессе бурения верхнедевонские карбонатные отложения в интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. по результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом 142 тыс. м3/ сут.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет преимущественно органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артинского возраста. Промышленная нефтегазоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газоконденсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Долгожданная, Правобережная и другие.

Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств по площади и глубине, высоким содержанием кислых компонентов. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы обладают пористостью 6-15 %, их проницаемость меняется от 0,01*10-3 мкм2 до 42,2 *10-3 мкм 2. Среднее содержание сероводорода в пластовой смеси составляет 24%, углекислого газа 12,5 %.

Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластово-, либо линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический интерес представляет нижняя часть разреза, сложенная сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления , а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти. Первые нефтепроявления получены в Пионерской скв.1, Воложсковской скв.1, Заволжской скв.3. Прямые признаки нефтегазоносности в виде незначительных межколонных притоков нефти, разгазирования бурового раствора, повышенных показаний по газовому каротажу или пропитанному нефтью керна получены в разведочных скважинах 1,8,14,16,26,32,43, а также в 23-х эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ. При опробовании филипповских отложений максимальный приток газа дебитом 120 тыс.м 3/ сут и нефти дебитом 100 м 3/ сут на 8 мм диафрагме получен из эксплуатационной скважины 313, несколько меньший приток - из скажины 431. Плотность нефти в разных скважинах колеблется от 812 кг/ м3 до 945 кг/м3. Среднее содержание парафина - 9 % , серы - 0,83 %, смол - 9,8%, асфальтенов - 0,3%. Пористость пород -коллекторов по данным акустического каротажа 3-6 %, редко достигает 11%.

В иреньской соленосносной толще межсолевые терригенно- сульфатные прослои и линзы, как правило, заполнены рапой с низкой газонасыщенностью, часто находящейся под аномально высоким пластовым давлением. Тем не менее и в них выявлены признаки нефтегазоносности в различных районах Прикаспийской впадины. Промышленный приток нефти их терригенно-сульфатного пласта в толще соли получен на площади Кенкияк в восточной части впадины. На площадях Каскыртау, Тамдыколь и Буранная каменная соль по трещинам и пустотам содержала жидкую нефть. В теле Индерского соляного купола в шахтах на глубине 300 м по трещинам отмечено поступление жидкой нефти плотностью 847- 858 кг/ м3 , а в скважинах с этой же глубины происходили кратковременные одноразовые выбросы горючего газа. На Астраханском ГКМ небольшие притоки бессернистого газа из терригенно-сульфатных межсолевых прослоев в нижней части толщи получены при равнопроявлениях в эксплуатационных скважинах 86 и 262.

Страницы: 1, 2, 3