ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 12
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. Основная её часть находится в Республике Казахстан. В пределах России располагаются только северная и западная бортовые зоны (Волгоградская, Саратовская, Оренбургская, Астраханская областей и Калмыкия). Кроме того, в состав НГП входит северная акватория Каспия. Общая площадь НГП 500 тыс.км2, в том числе в РФ 120 тыс.км2.
В тектоническом отношении Прикаспийская НГП приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части ВЕП, выполненной осадочным чехлом огромной мощности – до 22 км.
Фундамент Прикаспийской НГП докембрийский гетерогенный, архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно верхнепротерозойский (байкальский). Глубина его залегания, то есть мощность осадочного чехла, по бортам синеклизы 6-7 км, от бортов к центральной части синеклизы фундамент уступами погружается до глубины 18-22 км.
Осадочный чехол в целом состоит из трех мегакомплексов: подсолевого, солевого и надсолевого.
Подсолевой мегакомплекс состоит из вендско-нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского и средне-франско-артинского комплексов общей мощностью 4-6 км. Регионально нефтегазоносен, содержит около 96% ресурсов УВ провинции (преимущественно газ), отличается уникальным флюидальным составом. В газах и нефтях присутствуют попутные компоненты, среди них сероводород, часто достигающий значительных концентраций (более 20%). Изучен бурением только в прибортовых частях провинции.
Астраханское ГКМ, открывшееся в 1976 году,
является сложным для освоения месторождением углеводородов. Трещиноватый карбонатный пласт-коллектор состоит из 96÷98% кальцита и 1÷4% доломита. Аномально высокое пластовое давление (до 61,2 МПа) и высокая пластовая температура (110÷116 ºC) осложняют разработку месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства коллектора можно оценить как крайне низкие: пористость составляет 6,7÷12,4%, проницаемость – 0,2÷8,5 мД. Специфические горно-геологические условия (продуктивная толщина до 200 м, глубина залегания кровли продуктивных отложений 4100 м), а также высокое содержание кислых компонентов в составе пластового газа (содержание H2S и CO2 до 32% и 21% соответственно) определили необходимость применения сложной конструкции скважины. Таким образом, основные характеристики месторождения подтверждают необходимость проведения мероприятий по увеличению газоотдачи пласта.
Карачаганакское НГКМ рассматривается как базовое по добыче жидких углеводородов. Коллекторские свойства пород месторождения невысокие. Пористость продуктивных пластов составляет 10–13%. Коллекторы представлены известняками, доломитами и их переходными разностями. Тип коллектора – поровый, порово-трещинный, кавернозный.
Газоконденсатные залежи Карачаганакского месторождения тяготеют к отложениям перми и карбона, нефтяные – только к отложениям карбона. Газонефтяной контакт (ГНК) находится на глубине 4950 м, водонефтяной (ВНК) – около 5100 м. Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700–5360 м).
Месторождение было открыто в 1979 году после бурения с задачей подтвердить структурное поднятие, выявленное сейсмическими исследованиями. В настоящее время запасы месторождения оцениваются в 1,35 трлн. куб. м газа и более 200 млн. т нефти и газового конденсата. Площадь месторождения составляет около 200 км 2 . Содержание метана в пластовом газе – 83,2%, тяжёлых углеводородов – 8,5%, углекислого газа – 5,1%, сероводорода – 3,2%, конденсата – до 795 г/м 3 .
Месторождение Кашаган
расположено в казахстанском секторе Каспийского моря и занимает площадь на поверхности примерно 75 х 45 километров. Коллектор залегает на глубине порядка 4 200 метров ниже дна моря на Северной части Каспийского моря. Кашаганское месторождение приурочено к карбонатным отложениям верхнедевонско-каменноугольного возраста. Продуктивен весь вскрытый подсолевой разрез, сложенный карбонатными фациями в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона. Залежь массивного типа. Покрышкой служат карбонатно-глинистые отложения артинского возраста и гидрохимические отложения кунгура. Дебит нефти на месторождении будет достигать сотен м3/сут., нефть легкоподвижная, плотность равна 0,805 г/м3. Содержание сероводорода около 16%. Содержание газа 0.79%. Газ включает метана 70.21%, этана – 10.54%, пропана – 7.45%, серы – 19.8%.