Файл: Барьеры на пути эффективных коммуникаций.pdf

По западной и северной периферии Астраханского свода преломляющая граница с v_п=6-6,5 км/с, стратиграфически приуроченная к поверхности башкирских известняков, не прослеживается. По мнению Л.Г. Кирюхина и др., на север, в сторону внутренних районов Прикаспийской впадины, мощный карбонатный комплекс Астраханского свода замещается относительно маломощными депрессионными глубоководными фациями, а на запад, вероятно, сменяется мощными терригенными образованиями, которые вместе с подстилающими девонскими и покрывающими докунгурскими образуют мощную (до 5 км) терригенную клиноформу, выполняющую Сарпинский прогиб.

Выполненные лабораторией НВНИИГГ битуминологические исследования керна, отобранного из известняков нижнего и среднего карбона (содержание С_орг 0,34-0,93 %, хлороформенного битумоида - от 0,08 до 0,235 %, тип ОВ сапропелевый), позволяют относить карбонатную толщу Астраханского свода к потенциально нефтегазоматеринским. Она с учетом значительной площади ее распространения (34 тыс. км²) и мощности (до 2 км) обладает высоким нефте- и газогенерирующим потенциалом.

Известно, что максимальное количество газообразных УВ сапропелевое ОВ продуцирует на больших глубинах, ниже ГЗН, при температурах свыше 150°С. Палеотектонические реконструкции погружения карбонатной толщи Астраханского свода показывают, что она никогда не погружалась на глубины с температурами 150 °С и выше, т. е. она не могла реализовать весь свой газогенерирующий потенциал. Те же количества газа, которые могли возникнуть в ВЗГ, в результате предпермского размыва не сохранились. Таким образом, карбонатная толща верхнего девона - среднего карбона Астраханского свода является главным образом нефтепроизводящей, она вошла в ГЗН и не выходила из нее.

При определении времени максимальной генерации жидких УВ этой толщей была учтена точка зрения Б.А. Соколова, согласно которой реализация нефтематеринского потенциала карбонатными породами осуществляется в более жестких термобарических условиях, чем в глинистых отложениях, - при температурах 100-150 °С. В температурную зону 100 °С и выше толща погрузилась в юрское время. В результате в пределах Астраханского свода могли сформироваться скопления нефти.

Таким образом, источником жидкой фазы для накопления газоконденсатной залежи послужили нефтематеринские карбонатные отложения самой зоны нефтегазонакопления. Образование же огромных масс газа, необходимых для растворения жидких УВ и формирования газоконденсатной залежи, следует связывать с зонами максимального прогибания палеозойских отложений и в первую очередь с мощными толщами среднего и верхнего палеозоя Сарпинского прогиба

(Приложение 1.).

По мнению Л.Г. Кирюхина и др., в среднем и позднем палеозое вдоль оси Сарпинского прогиба в условиях глубоководного бассейна шло накопление мощных толщ терригенных осадков, образовавших конус выноса. Терригенный материал, который проникал сюда из Донецкой геосинклинали, вначале компенсировал в условиях эпиконтинентального бассейна погружение юго-западной периферии Прикаспийской впадины, а затем начал заполнять глубоководный бассейн. В районе Астраханского свода, куда поток терригенного материала не достигал, в верхнем девоне - среднем карбоне, в обстановке умеренно прогибающегося шельфового бассейна, происходило накопление мелководных карбонатных осадков. Выпадение из разреза Астраханского свода частично средне- и полностью верхнекаменноугольных пород свидетельствует о воздымании свода на рубеже позднекаменноугольной и раннепермской эпох и размыве. Это воздымание предшествовало последующему в ранней перми интенсивному опусканию. Накопление докунгурских нижнепермских маломощных осадков здесь происходило в условиях глубоководного бассейна. Такая обстановка в ранней перми продолжала сохраняться и в пределах Сарпинского прогиба.

В кунгурском веке глубоководный Прикаспийский бассейн начал быстро заполняться мощными толщами эвапоритов. Положение о том, что накоплению мощных соленосных толщ всегда предшествовало образование глубоководных впадин было обосновано А.Л. Яншиным. По его мнению, мощности соленосных пород мало отвечают конседиментационному прогибанию, а в основном отражают глубину бассейна, существовавшую к началу соленакопления. В пределах Астраханского свода первичные мощности соли составляли 1 -1,5 км, в Сарпинском прогибе 2-4 км. Следовательно, приблизительно такие же глубины должны были иметь и бассейны перед началом накопления соли.

При определении глубинной зональности катагенетического преобразования ОВ необходимо учитывать, что в среднем - позднем палеозое накопление осадков в Сарпинском прогибе происходило в глубоководных условиях. Изучая особенности диагенеза глубоководных осадков, А.И. Конюхов и др. пришли к выводу, что чем больше мощность водного слоя седиментационного бассейна, тем ниже располагается зона катагенетического преобразования осадков. Это положение согласуется и с исследованиями, проведенными Н.А. Еременко и др. По их данным, толща илистых неуплотненных и слабоуплотненных осадков в седиментационных бассейнах может достигать 2-3 км и более; при этом чем толще водный слой, тем больше мощность неуплотненных осадков. Согласно теоретическим расчетам, мощность таких осадков в Сарпинском прогибе при глубине моря от 2 до 4 км составляла 1,1 - 2,8 км. Вероятно, здесь в предкунгурское время верхняя граница ГЗН находилась на глубине порядка 3-5 км от дна глубоководного бассейна, т. е. толща среднего - верхнего палеозоя еще не вошла в ГЗН. Верхняя часть ее (нижняя пермь, верхний карбон и, возможно, верхняя часть среднего карбона), представленная илистыми неуплотненными осадками, находилась на стадии диагенеза, а нижняя вошла в фазу ВЗГ.

Н.В. Мизинов и др. считают, что отложения среднего и нижнего карбона Сарпинского прогиба, являясь аналогами карбонатных отложений Астраханского свода, к концу позднего карбона пребывали в термобарических условиях, соответствующих ГЗН, что обеспечивало интенсивность нефтегенерирующих процессов и формирование на Астраханском своде нефтяной палеозалежи, которая в результате предпермского размыва была разрушена. По нашему мнению, терригенные средне-верхнепалеозойские толщи Сарпинского прогиба, во-первых, не обладают столь высоким нефтегенерационным потенциалом, как карбонатные породы Астраханского свода, во-вторых, к концу карбона, как было показано выше, они не вошли в ГЗН. В этот период в пределах Астраханского свода благодаря газам ранней генерации, эмигрировавшим из девонских и нижне-среднекаменноугольных отложений, развитых в Сарпинском прогибе, могли формироваться лишь газовые залежи, в последующем разрушенные предпермским размывом.

Мощное накопление галогенных осадков в кунгуре компенсировало глубоководный бассейн. При этом неуплотненные и слабоуплотненные породы верхней части подсолевого палеозоя, оказавшись под водонепроницаемой галогенной толщей, начали интенсивно уплотняться. Насыщающие их поровые растворы в результате диагенетического преобразования исходного ОВ, по-видимому, были предельно обогащены биогенным метаном и углекислым газом. Несмотря на накопление мощной толщи галогенных осадков, температурный режим верхней подсолевой палеозойской части разреза существенно не изменился, так как соль обладает высокой теплопроводностью и не может служить экраном на пути теплового потока.

После накопления мощных (до 3- 4 км) преимущественно терригенных толщ верхней перми - триаса прогрев подсолевых отложений резко возрос. Одновременно происходила дифференциация теплового поля в результате роста соляных куполов и образования межсолевых мульд. В целом отложения среднего - верхнего палеозоя к концу триаса, погрузившись на глубины 5-10 км, оказались в жестких термобарических условиях. Палеотемпературы 150 °С фиксируются на глубинах от 6 км (в зонах межсолевых мульд) до 8 км (под соляными куполами). Таким образом, девонские и частично нижне-среднекаменноугольные отложения в сравнительно короткий отрезок геологического времени прошли ГЗН и вступили в условия ГЗГ. Учитывая это обстоятельство, а также низкий генерационный потенциал ОВ, заключенного в терригенной толще, относительно жидких УВ, следует предположить, что эти отложения генерировали в основном газообразные УВ, обогащенные жирными компонентами. По мере погружения в юре, мелу и палеогене (амплитуда погружения 1,5-2 км) все большие объемы средне-верхнепалеозойских толщ оказывались в термобарических условиях, соответствующих ГЗГ. К концу палеогена отложения среднего - верхнего палеозоя в пределах Сарпинского прогиба почти полностью (за исключением верхних частей разреза под мощными соляными куполами) вошли в ГЗГ. В течение юрского, мелового и палеогенового времени в подсолевых толщах среднего - верхнего палеозоя должно было скопиться и раствориться в пластовых водах большое количество газа.

Проведенный С.П. Максимовым анализ условий формирования крупных месторождений газа и газоконденсата Восточно-Европейской платформы показал, что их образование происходило благодаря углеводородным газам, выделяющимся из пластовых вод в периоды воздымания. Причем подобное возникновение масс свободных газов могло повторяться неоднократно.

В разрезе пород мезозоя и кайнозоя Астраханского свода и Сарпинского прогиба фиксируется несколько перерывов в осадконакоплении, наиболее крупный из них отмечен на рубеже палеогена и неогена, о чем свидетельствует региональное выпадение из разреза отложений нижнего неогена и верхов палеогена. В центральной части Астраханского свода в результате предакчагыльского размыва палеогеновые образования полностью отсутствуют. Об интенсивности восходящих тектонических движений в предакчагыльское время свидетельствует увеличение амплитуды Астраханского свода на 500 м. Подобные восходящие тектонические движения должны были привести к региональному снижению пластовых давлений в водоносных толщах палеозоя и выделению огромного количества водорастворенных газов в свободную фазу. Наибольший объем растворенного в воде газа мог выделиться из верхней части подсолевых палеозойских образований, так как в них обеспечивались условия сохранности газов как ранней, так и поздней генерации. Наряду с метаном из этих вод выделялся и углекислый газ. В пределах Сарпинского прогиба газы мигрировали по региональному восстанию палеозойских пород в сторону Астраханского свода, в центральной части которого к этому времени была сформирована нефтяная палеозалежь. Проходя через нее, газообразные УВ растворяли легкие нефтяные фракции, образуя газоконденсатный флюид, а труднорастворимые компоненты нефти сохранились в виде диспергированных микровключений, заполняющих коллектор (до 26 % пор продуктивной толщи заполнено битумом). Подобный механизм формирования газоконденсатных залежей отмечается для Оренбургского и ряда других газоконденсатных месторождений.

Таким образом, генетически газоконденсатная система Астраханского месторождения является вторичной. Начиная с юрской эпохи, в пределах Астраханского свода формировалась нефтяная палеозалежь благодаря реализации генерационного потенциала среднекаменноугольных - верхнедевонских карбонатных нефтематеринских пород, развитых в самой зоне нефтегазонакопления. На мезозойско-кайнозойском этапе развития нефтяная палеозалежь пополнялась газообразными УВ, которые оттесняли нефть вниз по резервуару и одновременно растворяли наиболее легкие ее компоненты. Особенно интенсивный подток газообразных УВ произошел в предакчагыльское время, когда в результате положительных тектонических движений огромные массы газов, растворенных в пластовых водах нефтегазоматеринских комплексов пород, выделились в свободную фазу.

Рассмотренный механизм формирования Астраханского месторождения позволяет предположить, что нижние, еще не изученные, этажи месторождения, очевидно, будут содержать нефтяные залежи, залежи первичного конденсата и термокаталитического метана. В направлении Сарпинского прогиба и центральных частей Прикаспийской впадины, за пределами зоны карбонатного осадконакопления, наиболее вероятно обнаружение преимущественно газовых месторождений.

Вывод

На основе проделанной работы можно сделать вывод, что на стратегию развития организации, ее положение на рынке и конкурентоспособность оказывают большое внимание как внутренние факторы, так и внешние. Тем более, при изучении такой крупной организации как Газпром необходимо комплексно подойти к изменениям на предприятии и его окружающей среды.

Сегодня Газпром - крупнейшая газовая компания в мире, на основе эффективности ее управления во многом зависит социально-экономическое развитие России. Поэтому важно, вовремя внести определенные коррективы и рекомендации по поводу управления организацией.

Глава 3. Состояние и основные направления освоения Астраханского газоконденсатного месторождения

Бурение эксплуатационных скважин. На Астраханском ГКМ для бурения эксплуатационных скважин используются буровые установки класса БУ-5000 ДГУ-1 Уралмаш БУ ЗД-76 и Уралмаш БУ 4Э-76 с вышками башенного типа ВБ-53-320 М, оборудованные подъемниками типа У2-5-5, КП-2-3. Буровая установка включает в себя: а) насосный блок, отнесенный в целях безопасности на 30 м от устья скважины; б) узел приготовления и утяжеления бурового раствора, состоящий из: 1. Блока приготовления раствора БПР. 2. Глиномешалки ГМ-1 3. Гидромешалки типа ГДМ-1 4. 9-ти запасных емкостей для раствора (У=360 мЗ), снабженных каждая гидроперемешивателями типа 4УПГ.

Типовая конструкция скважины

— направление шахтное — 720 мм 0-11 м — направление удлиненное — 630 мм 11-50 м — кондуктор — 426 мм 350 м — 1 промежуточная колонна — 324 мм 2000 м — 2 промежуточная колонна — 244,5 мм 3850 м — эксплуатационная колонна — 177,8 мм 4050 м

Испытание скважины. После окончания бурения скважины заключительных промыслово-геофизических работ, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования производится опробование в интервале 4050-3950 м. Вскрытие продуктивного пласта в колонне производится перфоратором 3ПКО из расчета 12 отверстий на 1 п.м. Исследование скважины на приток производится через сепарационную установку «Порта-Тест» на шести режимах путем смены стационарных режимов фильтрации на штуцерах от 8 до 22 мм.