Hydrocarbon potential of deeply buried reservoirs in the Astrakhan oil and gas accumulation zone: problems and solutions

Cover Page
  • Authors: Volozh Y.A.1, Gogonenkov G.N.2, Delia S.V.3, Korchagin O.A.4, Komarov A.Y.5, Rybal`chenko V.V.6, Sibilev M.A.7, Steninzon V.P.8, Pykhalov V.V.9, Titarenko I.A.10, Tokman A.K.11
  • Affiliations:
    1. Geological Institute, Russian Academy of Sciences
    2. All Russia Geological Oil Institute (VNIGNI)
    3. LLC Ritek – OJSC LUKOIL
    4. OJSC Rosgeologiya
    5. LLC Gasprom dobycha Astrakhan
    6. OJSC Gasprom
    7. OJSC LUKOIL
    8. JSC Astran
    9. LLC Oktopus
    10. Lower-Volga Research Institute of Geology and Geophysiscs (NVNIIGG)
    11. LLC Astrakhanskaya Neftyanya Kompaniya – JSC EuroChem
  • Issue: No 3 (2019)
  • Pages: 3-23
  • Section: ARTICLES
  • URL: https://journals.eco-vector.com/0016-853X/article/view/14394
  • DOI: https://doi.org/10.31857/S0016-853X201933-23
  • Cite item

Abstract


Global experience in oil exploration and the discovery of the Tupi field in Brazil and the Tiber field in the Gulf of Mexico in the last decade have confirmed the existence of giant oil fields with abnormally high formation pressures at depths of 10 km or greater. Until recently, the discovery of large oil accumulations in deeply buried reservoirs was considered as theoretically impossible. This work suggests that giant oil accumulations at great depths (6–10 km) should be considered important hydrocarbon exploration targets in the Russian Federation and the countries of Eurasian Economic Union. The first-priority oil and gas exploration targets at great depths are deeply buried horizons of the sedimentary cover of the Precaspian basin, whose subsalt hydraulic system is characterized by ubiquitous abnormally high formation pressures. The deeply buried reservoirs in the Astrakhan oil and gas accumulation zone are considered the most promising for the discovery of giant oil accumulations.


Full Text

ВВЕДЕНИЕ

Будущее нефтегазовой отрасли связано с освоением месторождений с труднодоступными ресурсами, и период легкодоступных углеводородов остался в прошлом. Термин труднодоступные ресурсы углеводородов как экономическое понятие объединяет широкий круг источников углеводородного сырья, извлечение которого из недр требует больших финансовых затрат. В эту категорию попадают:

  • месторождения природного битума, сверхтяжелой и тяжелой нефти, высоковязкой и трудно извлекаемой нефти, сланцевой нефти, матричной нефти, горючих сланцев, газов угольных месторождений, сланцевого газа, газогидратов;
  • месторождения, расположенные в труднодоступных для освоения регионах, таких как Арктика и Антарктика, а также
  • месторождения больших глубин [5].

При освоении месторождений больших глубин, кроме ряда нерешенных теоретических проблем нафтидогенеза, приоритетное значение приобретают проблемы геолого-экономические и технологические. Технологические проблемы – это высокие температуры (до 280 оС), а для месторождений нефти – еще и обязательно аномально высокие давления (к > 2). Геолого-экономические проблемы – это прогнозный ресурсный потенциал региона, величина запасов возможных месторождений и дебит эксплуатационных скважин. При обсуждении заявленной темы статьи ниже обсуждаются в основном проблемы геолого-экономического характера. Из вопросов, касающихся теоретических проблем нафтидогенеза, отметим только то, что мировое научное сообщество среди других перспективных нефтегазоносных провинций мира, неосвоенные ресурсы которых связаны с глубокими горизонтами, выделяет нефтегазоносные провинции (НГП), чей осадочный чехол сложен преимущественно или целиком кайнозойскими отложениями, а среди более древних нефтегазоносных провинций (с осадочным чехлом мезозойского и палеозойского возраста), те из них, которые генетически связаны с солеродными бассейнами.

В числе древних нефтегазоносных провинций, в разрезе осадочного чехла которых присутствуют соленосные толщи, особо выделяют Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию (рис. 1).

 

Рис. 1. Тектоническая схема юго-западной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции и северо-западной части Предкавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции (по [1] с изменениями и дополнениями). 

Обозначены (цифры в кружках): I – Гурьевско-Октябрьский свод; II – Юстинско-Астраханский выступ; III – Каракульско-Смушковская зона.

1–6 — консолидированная кора Евразийской плиты: 1 — блоки дорифейской консолидации; 2–6 — блоки допалеозойской (кадомской) консолидации: 2 — не переработанные, 3 — переработанные в раннем палеозое (кембрий-силур) (фундамент западной части Туранской плиты), 4 — переработанные в позднем палеозое (поздний девон-ранний карбон) (фундамент Скифской плиты); 5 — с редуцированной корой в результате раннепалеозойского рифтогенеза (Тугаракчанский рифт); 6 — с редуцированной корой в результате позднедевонского рифтогенеза (Донбасс-Туаркырский рифт), 7–8 переходная кора деструктивного типа: 7 — дорифейского возраста Центрально-Прикаспийской депрессии, 8 — допалеозойского возраста Туаркырского прогиба; 9 — контуры внутрибассейновых карбонатных платформ верхнедевонско-башкирского возраста; 10 — изолинии поверхности фундамента, км; 11 — граница Прикаспийской нефтегазоносной провинции; 12 — граница тыловых коровых деформаций коллизионного складчатого пояса кадомид; 13 — трансконтинентальные постколлизионные сдвиги, 14 — трансформный разлом; 15 — прочие разломы; 16 — административные границы

 

Прикаспийская нефтегазоносная провинция занимает площадь свыше 500 тыс км2. Мощность ее осадочного чехла свыше 20 км. Первичная седиментационная мощность пермской соленосной толщи свыше 4.5 км. Мощность подсолевого геодинамического сейсмокомплекса более 13 км, мощность его верхнего девонско-артинского сейсмогеологического этажа, представленного отложениями, накопившимися в условиях морфологически выраженной некомпенсированной осадками тектонической глубоководной котловины, составляет 4–8 км, глубина котловины последовательно увеличивается и достигла к концу следующих веков:

– фаменского 800 м,

– башкирского 1300 м,

– артинского 2500 м.

Методика и технология геологоразведочных работ в Прикаспийской нефтегазоносной провинции были ориентированы на поиски месторождений нефти и газа в отложениях, залегающих на глубинах до 5–6 км. В этом интервале глубин открыто 5 гигантских месторождений углеводородов с уникальным геологическим строением: Тенгиз, Карачаганак, Кашаган, Астраханское, Оренбургское, разведанные запасы, которых в совокупности составляют 9.3 млрд тонн нефти и 9.1 трлн кубических метров газа. Все перечисленные уникальные и гигантские месторождения связаны исключительно с подсолевым комплексом и сосредоточены в ловушках массивного типа седиментационно-эрозионной природы – это внутрибассейновые карбонатные платформы [1].

В 2000 г. в рамках программы Президиума РАН “Глубокая нефть” в лаборатории сравнительного анализа осадочных бассейнов Геологического института РАН под руководством Ю.Г. Леонова были выполнены работы по оценке ресурсного потенциала Каспийского региона. В задачи этих исследований входили:

  • создание стратиграфически полноопределенной геолого-геофизической 3D модели, являющейся также сейсмостратиграфической 4D моделью земной коры Каспийского региона масштаба 1:2 500 000 км;
  • оценка на основе созданных моделей потенциальных ресурсов (Д-1 и С-3) районов, расположенных в пределах промышленно освоенных (старых) нефтегазоносных провинций бывшего СССР – Прикаспийской, Предкавказско-Мангышлакской и Южно-Каспийской.

Сейсмостратиграфическая 4D модель Каспийского региона была создана научными сотрудниками лаборатории сравнительного анализа осадочных бассейнов Геологического института РАН М.П. Антиповым, В.А. Быкадоровым, Ю.А. Воложем, Е.Е. Куриной, Н.П. Чамовым под руководством академика Ю.Г. Леонова, величина ресурсного потенциала Каспийского региона оценена с применением программного комплекса TEMISPAK (Beicip-Franlab Headquarters, Paris, France) [22] специалистами Е.В. Постновой, О.В. Меркуловым Нижне-Волжского научно-исследовательского института геологии и геофизики. Оценка показала, что потенциал Прикаспийской нефтегазовой провинции составляет до 70 млрд т нефтяного эквивалента (н.э.) начальных ресурсов. Кроме того было показано, что поведение кривой распределения месторождений различной размерности допускает, с учетом величины ресурсов наиболее крупного из открытых месторождений – Кашагана, вероятность открытия в пределах провинции, дополнительно к уже имеющимся, еще около двадцати крупных, гигантских и уникальных по запасам месторождений, в их числе:

  • одно уникальное, соизмеримое с Астраханским месторождением;
  • четыре гигантских, соразмерных с такими месторождениями как Карачаганак и Тенгиз;
  • более полутора десятков крупных с запасами от 100 до 300 млн тонн н.э. [6].

При современных ценах на углеводородное сырье (от 40–50 долларов США за баррель) все ловушки, которые способны аккумулировать скопления углеводородов с извлекаемыми запасами свыше 300 млн тонн н.э., при дебите скважин более 300 т/сут будут экономически рентабельными на глубинах свыше 7 км [7]. По аналогии с изученными месторождениями малых и средних глубин, предполагается, что все прогнозируемые уникальные и гигантские месторождения должны быть связаны с ловушками седиментационной природы. На сверхбольших глубинах это подводные конуса выноса обломочного материала, расположенные в пределах Центрально-Прикаспийской нефтегазоносной области. На больших глубинах в пределах Астраханско-Тенгизской, входящей в структуру Центрально-Прикаспийской нефтегазоносной области, помимо конусов выноса, перспективны крупные внутрибассейновые карбонатные платформы [1, 12, 14, 16, 18].

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ АСТРАХАНСКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

Астраханская зона нефтегазонакопления выделяется по отложениям подсолевого комплекса. Она расположена в западной части Астраханско-Жамбайского нефтегазоносного района, в пределах одной из наиболее продуктивной Астраханско-Тенгизской нефтегазоносной области – Прикаспийской провинции [1, 7].

В рельефе кровли подсолевых отложений Астраханской зоны нефтегазонакопления соответствует Юстинско-Астраханский выступ (положительная структура) – одно из крупнейших подсолевых поднятий, выявленное в границах Прикаспийской солянокупольной области [1]. Выступ имеет форму равнобедренного треугольника общей площадью около 18 тыс км2 (300 х 120 км). На большей части этой площади (около 10 тыс. км2) соленосные отложения залегают непосредственно на визейско-башкирских карбонатных отложениях, из которых порядка 5 тыс км2 – это Астраханский свод, ограниченный изогипсой 4.2 км, оно же одноименное уникальное газоконденсатное месторождение (рис. 2). На северо-западе от Юстинско-Астраханского выступа располагается Сарпинский прогиб, на северо-востоке находится Заволжский прогиб, на юге расположен кряж Карпинского. От кряжа Юстинско- Астраханский выступ отделяется системой надвигов и флексур Каракульско-Смушковской зоны дислокаций.

 

Рис. 2. Структурная карта по кровле подсолевых отложений (сейсмический горизонт П1). 

1 – изогипсы сейсмического горизонта П1, км: а – основные через 0.2 км; б – промежуточные; 2 – южная граница Прикаспийской нефтегазоносной провинции; 3 – граница Юстинско-Астраханского выступа по кровле подсолевого комплекса (горизонта П1); 4 – граница Астраханского свода по горизонту П1; 5 – границы областей с различной стратиграфической приуроченностью на уровне горизонта П1; 6 – палеозойский складчатый комплекс кряжа Карпинского; 7 – разрывные нарушения; 8 – административные границы; 9 – локальные структуры под номерами: 2 – Харабалинская, 3 – Нежданная, 4 – Долгожданная, 5 – Апрельская, 6 – Владимировская, 15 – Верблюжья, 20 – Енотаевская, 22 – Полынная, 34 – Раздольная, 36 – Каракульская

 

Расположенный в пределах Астраханской зоны нефтегазонакопления Астраханский карбонатный массив, является объектом нефтепоисковых работ более 30 лет. В первое десятилетие здесь основным объектом поисков были башкирские отложения среднего карбона, залегающие на глубинах от 4 до 5 км. Эти работы завершились открытием гигантского газоконденсатного месторождения, площадь которого по замкнутой изогипсе минус 4.2 км составляет порядка 5 тыс км2, приуроченного к кровле Астраханского карбонатного массива (ядро Астраханско-Юстинского выступа), сложенного карбонатным комплексом девонско-башкирского возраста. Начиная с середины 90-х годов, в поиски были включены более глубокие горизонты Астраханского карбонатного массива – его девонские отложения. Их изучение было начато с бурения глубоких (6–7км) параметрических скважин. К настоящему времени в пределах Астраханского карбонатного массива пробурено восемь параметрических скважин:

2 – Володарская, 1 – Табаковская, 1 – Северо-Астраханская, 1– Девонская, 2– Девонская, 3– Девонская, 1– Правобережная, и 1– Долан-Эрденевская (см. рис. 2).

 

Рис. 3. Сейсмогеологическая модель подсолевого разреза Астраханского свода. (а), (б) – фрагменты сейсмических профилей. 

1 – покровная толща D3fm; 2,3 – покровная толща D3f3; 4 - карбонатные фации D1–D2; 5 – додевонская толща; 6 – терригенная толща D1

 

Новые работы пока не привели к крупным открытиям. Более того, многие исследователи рассматривают полученные результаты, как веский аргумент для полного прекращения дальнейших поисков, с чем трудно согласиться. В соответствии со схемой тектонического районирования юго-западной части Прикаспийской и северо-западной части Предкавказско-Мангышлакской нефтегазоносных провинций (см. рис. 1), находящийся в пределах Юстинско-Астраханского выступа Астраханский карбонатный массив является элементом единой системы карбонатных массивов, которая включает расположенные восточнее Кашаганский, Каратонский, Тенгизский и Южный массивы. Генетически каждый такой массив является изолированной внутрибассейновой карбонатной платформой девонско-раннекаменноугольного возраста. Цепочка данных массивов обрамляла с севера Предкавказский бассейн окраинноморского типа. Предкавказский бассейн был сформирован в конце позднего девона на месте Донбасс-Туаркырской рифтовой системы в ходе ее развития [1, 7, 15]. В конце ранней перми все карбонатные массивы были погребены соленосной толщей кунгура. В современном разрезе они представляют собой гигантские резервуары, с которыми связаны уникальные по масштабам месторождения углеводородов – два нефтяных месторождения Тенгиз и Кашаган, и одно газоконденсатное – Астраханское. Однако этими открытиями ресурсный потенциал региона, выделяемого в ранге Астраханско-Тенгизской нефтегазоносной области, далеко не исчерпан. Такой вывод сделан нами из рассмотрения особенностей строения ее составных элементов – Астраханско-Жамбайского, Каракульско-Смушковского и Приморского нефтегазоносных районов и распределения в них разведанных запасов. Геолого-геофизические данные свидетельствуют, что территория Астраханско-Тенгизской нефтегазоносной области на протяжении всей истории своего развития служила зоной нефтегазонакопления для расположенных южнее Предкавказского и севернее Прикаспийского палеозойских бассейнов, где формировались углеводороды. Из этого следует, что плотность запасов в пределах всей этой зоны аккумуляции должна быть примерно одинаковой и поскольку общая площадь Астраханско-Жамбайского нефтегазоносного района почти в три раза превышает площадь Приморского нефтегазоносного района, то можно ожидать, что их ресурсный потенциал, по крайней мере, соизмерим. В то же время объемы выявленных запасов и ресурсов в пределах западной и восточной групп массивов резко различаются. Разведанные запасы и ресурсы восточной группы массивов пока почти в пять раз выше, чем западной группы. Геолого-геофизическая изученность западных и восточных массивов соизмерима. Следовательно, причины этого различия иные. На наш взгляд, они кроются в недостаточной изученности подсолевых отложений девонско-раннепермского возраста Астраханско-Жамбайского нефтегазоносного района и, в первую очередь, Астраханской зоны нефтегазонакопления.

В 2009–2011 г. сотрудниками сектора осадочных бассейнов ИПНГ РАН (г.Москва) И.С. Гутманом, Е.А. Дьячковой и А.С. Марфуниным была выполнена геолого-экономическая оценка прогнозных ресурсов глубоких горизонтов Астраханской зоны нефтегазонакопления и ее окрестностей. В этой работе моделирование углеводородных систем проводилось на программном комплексе “Petrel” (разработчик Schlumberger, Ltd) [23] сотрудниками геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова А.В. Ершовым и М.В. Коротаевым (г. Москва). В итоге, было установлено, что в недрах Астраханской зоны нефтегазонакопления могло быть аккумулировано до 10 млрд тонн у.т. (условного топлива), а неразведанные ресурсы (после вычета разведанных запасов АБС1-2 месторождений АГКМ, Имашевское, Центрально-Астраханское, Правобережное и Западно-Астраханское в объеме 5.49 млрд тонн н.э.) составляют порядка 4.51 млрд тонн н.э. Сюда относятся прогнозные ресурсы девонско-башкирского карбонатного комплекса Астраханского карбонатного массива, а также ресурсы девонско-нижнепермских терригенных отложений подводного конуса выноса, примыкающего к его северному склону. Они сосредоточены в нескольких крупных ловушках, как седиментационной (подводные конуса выноса, рифогенные постройки), так и тектоно-стратиграфической (литолого-стратиграфические, антиклинальные структуры) природы.

Определено, что при ценах на углеводородное сырье 40–50 долларов США, экономически рентабельными будут ловушки, которые способны аккумулировать скопления углеводородов с извлекаемыми запасами свыше 300 млн тонн н.э., при дебите скважин более 1000 т/сутки, залегающие на глубинах 7–10 км [5, 13].

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Основу Астраханской зоны нефтегазонакопления составляет внутрибассейновая карбонатная платформа девонско-турнейского возраста, перекрытая карбонатной шельфовой платформой визейско-раннебашкирского возраста. В совокупности эти два комплекса образуют изолированный нефтегазолокализующий объект седиментационной природы – многоярусный Астраханский карбонатный массив (рис 3).

Накопленная к настоящему времени геолого-геофизическая информация позволила составить модель резервуара этого массива [1]. В соответствии с этой моделью в пределах массива и его периферии наличие месторождений прогнозируется на двух глубинных уровнях:

  • больших глубинах (интервал 6–8 км) под среднефранской покрышкой;
  • средних глубинах (интервал 4.5–5.5 км) под кунгурской (филипповской) покрышкой.

Кроме того, в южной части свода прогнозируются покрышки, связанные с глинистыми пачками в нижнем визе и среднем карбоне (московский ярус), на западе они связаны с конденсированными сериями верхнего визе – башкира (рис. 4).

Весь подсолевой разрез осадочного чехла Астраханской зоны нефтегазонакопления является перспективным на выявление новых крупных месторождений нефти и газа. Однако наиболее крупные открытия по нашей оценке должны быть связаны с нижне-среднедевонским терригенно-карбонатным и нижнепермским терригенным комплексом, особенностью углеводородных систем которых, по имеющимся данным, является отсутствие сероводорода, что делает поиск промышленных скоплений нефти и газа в этих отложениях особенно важным [4, 12, 14, 16, 18].

 

Рис. 4. Модель резервуара Астраханского свода (по [1] с изменениями и дополнениями). 

1–4 – сейсмические фации карбонатной платформы: 1 – ундoтем, мелководные карбонатно-терригенные отложения с биогермными постройками; 2 – верхний фондотем, мелководные карбонатно-терригенные отложения с элементами клиноформного строения (погруженный шельф); 3 – клинотем, преимущественно терригенные, карбонатно-обломочные отложения склона и подножья карбонатной платформы, 4 – нижняя фондотема, преимущественно глинистные, карбонатно-глинистые депрессионные отложения; 5 – комплексы заполнения топодепрессий; 6 – карбонатные постройки; 7 – комплексы мелководного вулканического шельфа; 8 – комплексы заполнения вреза (отложения конуса выноса); 9 – вулканогенно-осадочные комплексы нижнего палеозоя; 10 – поверхность фундамента; 11–13 – покрышки: 11 – региональные, 12 – зональные, 13 – локальные; 14 – область дезинтегрированной поверхности карбонатной платформы; 15 – поверхности региональных несогласий; 16 – разломы; 17 – сейсмические горизонты; 18 – индексы возраста сейсмокомплексов; 19 – местоположение скважин

 

Поисковые объекты в комплексах

Объекты в нижне-среднедевонском карбонатно-терригенном комплексе. Нижне-среднедевонский карбонатно-терригенный комплекс частично или полностью пройден 1-, 2-, 3- Девонскими и 1-Северо-Астраханской скважинами. Он представлен терригенно-карбонатными породами мощностью до 1–1.2 км и перекрыт углеродисто-глинистой толщей доманиковой фации (семилукский горизонт франа). Комплекс отличается высоким аномально-высоким пластовым давлением (АВПД) (1300 мПа на глубине 6.5 км, скважина Д-2) с коэффициентом аномальности Ка = 2 и температурой около 180°C. В вышележащем франско-башкирском карбонатном комплексе Астраханского свода Ка = 1.2–1.5. В скважине Д-2 Астраханская из песчаников среднего девона с пористостью 16–22% с глубины 6.46–6.52 км получен горючий метановый газ без сероводорода с дебитом около 10 000 м3. Резкие отличия в составе газов и давлениях в нижне-среднедевонском и верхнедевонско-башкирском комплексах свидетельствуют об их изолированности и разных источниках углеводородов.

В нижне-среднедевонском комплексе по сейсмическим материалам обнаружен ряд перспективных объектов структурного и седиментационного типа, способных аккумулировать крупные и гигантские скопления газа и, не исключено, нефти.

Структурный тип объектов в нижне-среднедевонском комплексе. В пределах Астраханской зоны нефтегазонакопления по подошве девонских отложений выделяется три структуры:

  • гигантское Правобережное поднятие на правом берегу р. Волга, в своде которого нижне-среднедевонские отложения размыты;
  • Аксарайский вал на левом берегу р. Волга;
  • Еленовско-Шортамбайский вал на левом берегу р. Волга (рис. 5).

 

Рис. 5. Структурная карта подошвы девона Астраханской зоны нефтегазонакопления и расположение объектов структурного типа (по [1] с изменениями и дополнениями). 

1 – линии сеймических профилей; 2 – изолинии глубин кровли додевонского комплекса, м; 3 – разрывные нарушения; 4 – контур Астраханского карбонатного массива

 

Наибольший интерес представляет Еленовско-Шортамбайский вал. Это специфическая структура (компенсационное конседиментационное поднятие), сформированная в пределах моноклинали на границе области компенсированного и не компенсированного тектонического погружения как результат различной скорости прогибания под весом осадков. Вал расположен вдоль восточного уступа Астраханского карбонатного массива. Амплитуда вала составляет ≈0.6 км. Протяженность около 70 км при ширине до 20 км и площади около 1200 км2. Мощность нижне-среднедевонских преимущественно терригенных отложений в пределах поднятия 0.6–1 км (рис. 6). Глубина залегания кровли комплекса в своде поднятия 5.5–5.7 км, глубины поисковых скважин должны быть 6.5–6.7 км. При обычной плотности запасов на месторождениях в т.ч. и на Астраханском в 1 млн т.у.т/км2 и коэффициенте заполнения ловушки 0.8, ресурсы углеводородов оцениваются в 960 млн тонн, в том числе газ ориентировочно 750 млрд м3 и нефть-конденсат 210 млн тонн.

 

Рис. 6. Глубинный динамический разрез по сейсмическому профилю через Еленовско-Шортамбайский вал (по [1] с изменениями и дополнениями).

 

Прогнозируются терригенные, порово-трещинные коллекторы мощностью ≈100 м с коэффициентом аномально-высокого пластового давления Ка = 2 и возможно содержащие аномально-высокие пластовые давления порядка 1200–1400 атм. Прогнозируются бессернистые углеводороды, что подтверждают результаты испытания скважин Д-2 на Астраханском газоконденсатном месторождении. Следует отметить, что на временных разрезах вал не находит отображения и проявляется только после перестроения временных разрезов в глубинные.

Объекты седиментационного типа

Нижне-среднедевонский комплекс. В границах Астраханского карбонатного массива (в его левобережной части) по сейсмическим данным на больших глубинах выше и ниже опорного отражающего горизонта II П1 (поверхность предфранского несогласия) выделено две локальные внутрибассейновые карбонатные постройки – Тамбовский и Володарский массивы.

Тамбовский массив размещается внутри нижне- среднедевонского карбонатно-терригенного комплекса, Володарский массив находится в подошве верхнедевонско-турнейского на уровне франско-нижнефаменской толщи глинисто-карбонатного состава.

Тамбовский карбонатный массив расположен в районе Георгиевских скважин. Он приурочен к нижне-среднедевонской части разреза и характеризуется увеличенной мощностью предполагаемых карбонатов (до 1.2 км). (см. рис. 5, рис. 7). Ориентировочные размеры массива 40 x 30 км, площадь около 1000 км2. Глубина кровли массива в своде около 7 км, подошвы 7.8–8.2 км. Для его изучения необходимо бурение скважин глубиной не менее 7.5 км. По кровле массив имеет антиклинальную форму с амплитудой около 500 м, его подошва залегает моноклинально. Прогнозируется крупное месторождение с ресурсами углеводородов около 1 млрд т.у.т., в том числе газа 800 млрд м3 и нефти 200 млн тонн.

 

Рис. 7. Глубинный динамический разрез по сейсмическому профилю через девонские карбонатные массивы (по [1], с изменениями и дополнениями).

 

Володарский карбонатный массив расположен в районе скважины 1-Северо-Астраханской, он условно выделен в нижнефранских отложениях (см рис.5, см. рис.7). Подошва его субгоризонтальна, по кровле он выражен как двух купольная антиклиналь с амплитудой около 300 м при мощности карбонатов от 250–300 м по периферии до 0.6 км в присводовых частях. Ориентировочная площадь массива около 700 км2, что позволяет здесь прогнозировать очень крупное месторождение углеводородов. В пределах свода скважинами 1-Девонская и 1-Северо-Астраханская была вскрыта глинистая покрышка среднего франа, ниже которой установлены интенсивные газопроявления, но полноценных испытаний в этих скважинах не проведено. Глубины кровли массива 5.8–6 км, для разведки потребуются скважины глубиной 6.5–7 км. Прогнозные ресурсы 400 млрд м3газа и 100 млн тонн конденсата.

Фаменский карбонатный комплекс. Кроме рассматриваемых глубоких объектов седиментационной природы внутри фаменско-нижнетурнейского карбонатного комплекса выделяются еще три объекта (рис. 8). Они расположены вдоль южной и западной бровки внутрибассейновой карбонатной платформы фаменско-раннетурнейского возраста – это изолированные рифогенные массивы, перекрытые глинистой толщей (локальная покрышка).

 

Рис. 8. Схема изопахит фаменско-нижнетурнейского карбонатного комплекса. 1 – возможная локальная покрышка, 2 – прогнозируемые поисковые объекты, изолированные карбонатные массивы, перекрытые турнейской глинистой толщей, 3 – отсутствие терригенной покрышки

1 – возможная локальная покрышка, 2 – прогнозируемые поисковые объекты, изолированные карбонатные массивы, перекрытые турнейской глинистой толщей, 3 – отсутствие терригенной покрышки

 

Нижнепермский терригенный комплекс. К числу нефтегазоперспективных комплексов Прикаспийской нефтегазовой провинции, в которых возможно выявление крупных и сверхкрупных месторождений бессернистых газа и нефти, несомненно, относятся нижнепермские (верхнеартинско-нижнекунгурские) терригенные отложения, которые формируют крупные подводные конуса выноса. Наиболее контрастно они выделяются в пределах окраины Центрально-Прикаспийской депрессии и Междуреченской ступени, где они образуют крупные валообразные поднятия протяженностью десятки и первые сотни километров и амплитудой до 1000 м, перекрытые региональной кунгурской галитово-ангидритовой покрышкой. Своей проксимальной вершинной частью отложения, слагающие подводные конуса выноса, заходят в пределы северной окраины Астраханской зоны нефтегазонакопления, образуя здесь ловушки неструктурного (стратиграфически экранированные) типа. В пределах Прикаспийской нефтегазовой провинции эти объекты пока нигде бурением не вскрывались. Их более древние аналоги известны на востоке провинции. Здесь в границах подводных конусов выноса ассельско-артинского возраста выявлены месторождения нефти Кенкияк и Восточный Акжар с Ка 1.8–2 и дебитами до 1000 т/сут.

Один из такого рода объектов – стратиграфически экранированная ловушка в верхнеартинско- нижнекунгурских терригенных отложениях установлена в восточной части Астраханской зоны нефтегазонакопления (рис. 9, рис.10). Она протягивается вдоль северо-восточной бровки Астраханского карбонатного массива, в плане частично перекрывая Еленовско-Шортамбайский вал. Предполагаемая ловушка (Заволжская Южная), связанная с верхней проксимальной частью Заволжского подводного конуса выноса, имеет высоту около 1 км и объединяет группу локальных подсолевых поднятий, в том числе Филинское и Альтернативное. Глубина кровли нижнепермских отложений в ловушке изменяется от 5.5 км в своде до 6.5 км на крыльях, площадь оценивается в 2 тыс км2 (1000 x 20 км).

 

Рис. 9. Схема строения проксимальной части Заволжского подводного конуса выноса, сложенного терригенными раннеартинско-нижнекунгурскими отложениями. 

1 – уступ Астраханского карбонатного массива; 2 – нижняя и верхняя (условно) границы склона глубоководной котловины; 3 – граница эрозионного вреза; 4 – значения мощности отложений подводного конуса, м; 5 – изопахиты отложений подводного конуса, км; 6 – изолинии поверхности ОГ П1, км; 7 – подводные каньоны; 8 – линии сейсмических профилей; 9 – возможная ловушка углеводородов и выявленные перспективные структуры

 

Рис. 10. Разрезы, характеризующие строение проксимальной части Заволжского конуса выноса.

 

Для оценки прогнозных ресурсов ловушки Заволжской Южной использованы параметры резервуаров месторождения Кенкияк (Кп – 8%, Ка – 1.8) (песчанистость разреза до 10%, принимаем 5%). При средней мощности перми в пределах ловушки 600 м, коллектор можно оценить примерно в 30 м, заполняемость ловушки 0.25. При таких параметрах ресурсы углеводородов в зависимости от термобарических условий составляют от 500 до 1200 млн т.у.т. Большую часть ресурсов будет представлять бессернистый газ (около 70%), а также конденсат и нефть.

Объекты башкирско-визейского карбонатного комплекса и природа коллекторов башкирских залежей

Несмотря на длительный, более 30 лет, срок изучения Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), ряд важных геологических аспектов для добычи и разведки остаются слабо или неоднозначно изученными. Остается многовариантной модель башкирских газоносных отложений Астраханского газоконденсатного месторождения. Поверхность башкирских карбонатов осложнена многочисленными локальными выступами и понижениями с перепадами в десятки и первые сотни метров при общей максимальной мощности массивной залежи около 300 м (рис.11). Расчлененность рельефа карбонатов исследователи объясняют совершенно разными причинами: складчатостью, позднебашкирской эрозией, многочисленными мелкими разломами, башкирскими рифами, нижнепермскими рифами, облеканием башкирскими отложениями визейских рифов.

 

Рис. 11. Модель строения башкирского комплекса (по данным [12]).

 

Между тем, от принятой модели башкирского резервуара зависит точность подсчета.

Для уточнения модели строения башкирского резервуара необходимо бурение на двух локальных выступах скважин с полным отбором керна по башкирским отложениям с последующей их стратификацией по конодонтам и фораминиферам. При этом одна скважина бурится в своде выступа, вторая – в центре смежного понижения (западины). При достаточной палеонтологической и литофациальной обоснованности решится вопрос величины размыва кровли карбонатного комплекса во время позднебашкирского падения уровня моря в пределах его локальных выступов и впадин, а также достоверность корреляции слоев, выделяемых по данным ГИС в верхней части разреза карбонатной толщи. Результаты анализа позволят также однозначно принять какую-либо из предлагаемых моделей строения визейских и нижнебашкирских отложений для уточнения прогнозной оценки залежи.

В нижнебашкирско-визейском комплексе Астраханского карбонатного массива Ю.А Волож и др. [1] выделяют одно гигантское Астраханское месторождение, куда они включают, помимо Астраханской газоконденсатной залежи, еще и примыкающие к ней соседние залежи – Еленовскую, Имашевскую, Приморскую, Правобережную, а также две перспективные площади, где возможно существование аналогичных по размеру еще двух месторождений, расположенных западнее по склону массива на более низких гипсометрических уровнях (рис. 12). Одно из них Западно-Астраханское (интервал глубин кровли башкира 4.2–4.6 км), где скважиной 1-Правобережная на глубинах от 4.24 км установлена газоконденсатная залежь под ассельской-нижнеартинской глинистой покрышкой, и второе Воложковское (интервал глубин кровли башкира 4.8–5.2 км), под московско-нижнепермской покрышкой (см. рис. 4, рис. 11).

В южной части Астраханского карбонатного массива предполагается смена верхнедевонско-турнейских карбонатов терригенными породами, которые при глубинах 5–6 км могут представлять нефтегазопоисковый интерес и содержать ловушки структурного и стратиграфического типа.

 

Рис. 12. Схема распространения перспективных объектов в визейско-башкирском комплексе. 

1 – контур Астраханского свода; 2 – разрывные нарушения; 3 – изогипсы по отражающему горизонту I П (С2b), км; 4 – контур Астраханского газоконденсатного месторождения; 5 – площадь перспективная для выявления залежей углеводородов в башкирских гипергенно измененных известняках: а – под ассельской покрышкой, б – под московской покрышкой

 

Таблица. Месторождения нефти в пределах осадочных бассейнов акватории Мексиканского залива.

Мексиканский залив

Название месторождения

Интервал глубины, км

Джек

8.738 – 8.845

К-2 Норт

8.102 – 8.144

Нотти Хэд

10.055–10.428

Пони

9.752 – 9.897

Озона Дип

7.932 – 8.037

Пэтфайндер

8.540

Тандер Хорс Норт

до 8.235

Тандер Хорс Саут

до 8.672

Таити

7.873 – 7.995

Чингиз Хан

7.930 – 8.003

Сизар

9.065

Шеньцзы

8.320 – 8.540

Каскида

9.912

 

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Крупные поисковые объекты структурного и седоментационного типа в пределах глубоких горизонтов осадочного чехла Астраханской зоны нефтегазонакопления известны достаточно давно, однако до последнего времени они не привлекали внимание, поскольку существовали устойчивые представления о том, что в осадочных бассейнах, глубокие горизонты которых были представлены палеозойскими отложениями из-за высоких температур, могут быть обнаружены исключительно месторождения газа или, в лучшем случае, конденсата [3, 11, 19, 21]. В последние годы ситуация кардинально изменилась, чему способствовали следующие обстоятельства. В мире поиски месторождений углеводородов в глубоких горизонтах осадочного чехла были начаты в начале восьмидесятых годов прошлого века. При этом поиски велись исключительно в пределах молодых мезозойско-кайнозойских (преимущественно кайнозойских) осадочных бассейнах. Нужно отметить, что поиски оказались достаточно успешными. К 2006 году в мире было открыто более 20 месторождений нефти в интервале глубин от 8 км до 11 км. Большинство из них расположены в пределах осадочных бассейнов акватории Мексиканского залива. Все открытые в акватории Мексиканского залива нефтяные и газонефтяные залежи установлены преимущественно в песчаниках палеоцена, эоцена и олигоцена. Изученная бурением площадь продуктивных песков олигоцен-палеоцена в заливе составляет 54.74 тыс км2, суммарная площадь рассматриваемых месторождений составляет 40 тыс км2. Их суммарные начальные ресурсы, оцениваются 1430–2385 млн м3, а извлекаемые запасы нефти на глубинах от 8000 до 10 428 м3 только четырех разведанных месторождений Таити, Тандер Хорс Норт, Тандер Хорс Саут и Шеньцзы, где уже ведется добыча, исчисляются 340.5 млн т. Дебиты нефти из каждой скважины, опробованной на приток, изменяются от 955 до 4600–4700 м3/сут. Добыча нефти ведется и на месторождениях открытых в Аргентине (месторождение Сьерра-де-Агуараге с глубины 8981 м), и на территории Ирана (месторождении Чиллингар, с глубины 10218 м). В Аргентине в 2001 году добывали 1207.7 м3/сут. нефти плотностью 755 кг/м3 с глубины 8981 м, в Иране велась добыча нефти плотностью 842 кг/м3 с глубины 10218 м [8].

Накопленная к настоящему времени информация о закономерностях размещения месторождений углеводородов в глубоких и сверхглубоких горизонтах осадочного чехла оказала существенное влияние на философию нефтепоисковых работ. Стало очевидно, что нефтеносные системы кайнозойских осадочных бассейнов с областями лавинной седиментации характеризуются аномально высокими давлениями и, что особенно важно, аномально низкими температурами. Так в акватории Мексиканского залива на площади Тибор в скважине Кeathley Canyon-102 на глубине 10685 м (при глубине воды 1500 м) забойная температура 116 оС (градиент температур с учетом воды 12.60о /1 км.). На соседней площади Чинок в скв 51 глубиной 9788 м забойная температура 119 оС (градиент температур, с исключением слоя воды – 16.30о/1 км) [20].

Эти данные кардинально изменили представления о перспективах глубоких горизонтов нефтегазоносных провинций континентов с мощностью осадочного чехла 10 км и более, особенно тех, в разрезах которых присутствуют комплексы лавинной седиментации, перекрытые соленосной толщей [2, 9, 13]. Результаты глубокого бурения в пределах нефтегазоносных провинций древних и молодых платформ также оказались неожиданными, особенно для углеводородных систем глубоких солеродных бассейнов, таких как Прикаспийский, которому соответствует одноименная нефтегазоносная провинция. Прикаспийская нефтегазоносная провинция в тектоническом отношении соответствует особому классу отрицательных структур земной коры, и относится к числу сверхглубоких впадин (точнее тектоно-седиментационных мегапровинций палеозойско-раннемезозойского возраста) краевых систем древних платформ. Эти структуры осложняют юго-восточную окраину древней Восточно-Европейской платформы (кратона) на ее границе со структурами Урало-Монгольского складчатого пояса (на востоке и юго-востоке) и Средиземноморского складчатого пояса (на юго-западе). В пределах Прикаспийской тектоно-седиментационной мегапровинции глубоководный девонско-пермской комплекс подсолевого разреза залегает в интервале глубин от 9 км до 13 км в центральной части провинции, и от 4 до 8 км на ее периферии. Впервые на особый характер распределения пластовых давлений внутри его углеводородной системы обратил внимание Ф.С. Рабкин [17]. По мнению этого исследователя, с точки зрения гидродинамики, этот интервал разреза следует рассматривать как самостоятельный гидрогеологический этаж подземной гидросферы. Его породный каркас представляет собой трещинно-поровую среду, в которой отсутствуют дренажные слои (слои с аномально высокими пластовыми давлениями), по которым под воздействием гидродинамических напоров осуществляется латеральное перемещение подвижной фазы среды. Свободный флюид в данной среде, который заполняет это трещинно-поровое пространство, хотя и образует сплошную связанную между собой среду, но, из-за отсутствия дренажных слоев, не способен перемещаться по латерали на значительные расстояния. Рост величины литостатического давления – полностью поглощается величиной сцепления жидкости со стенками породы и не может обеспечить продвижение подвижной фазы. В то же время в периоды подъема территории, внутри этого гидрогеологического этажа на отдельных локальных участках с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, возникают условия благоприятные для формирования своеобразных ловушек с экранами гидродинамического типа. Такими ловушками являются локальные зоны с аномальными пластовыми давлениями [17]. Они, как правило, приурочены к погребенным седиментационным телам определенного типа, конкретно, в Прикаспийской нефтегазоносной провинций, это такие тела как:

  • внутрибассейновые карбонатные платформы,
  • подводные конуса выноса,
  • протяженные пластовые тела внутри контуритных и турбидитовых потоков.

Несмотря на древний палеозойский возраст нефтегазоносного разреза подсолевого комплекса, углеводородная система его отложений представлена в глубоководных фациях и характеризуется не только аномально высокими пластовыми давлениями, но и аномально низкими температурами. Так в скважине 3-Кобланды, забой которой остановлен в подсолевых отложения девона-ранней перми, забойная температура на глубине 6.6 тыс м составляет 114 оС (градиент 17.20/1 км). Это дает основание допускать, что термобарические условия, установленные для углеводородных систем глубоких горизонтов осадочного чехла молодых осадочных бассейнов и девонско-нижнепермского комплекса подсолевого разреза Прикаспийской нефтегазоносной провинции, идентичны. Мы предполагаем, что и подсолевой комплекс Астраханской зоны нефтегазонакопления до глубин 7–7.5 км перспективен на выявление новых крупных месторождений не только газа и конденсата, но и нефти. Новые месторождения углеводородов могут быть размещены, как в центральной части зоны нефтегазонакопления в отложениях девона и карбона (до нижнего башкира включительно), так и на ее северной и юго-восточной окраинах. На северной окраине будут перспективны нижнепермские отложения подводного конуса выноса. На юго-восточной окраине интерес могут представлять терригенные отложения верхнего девона-турне (комплекс заполнения некомпенсированной топодепрессиии от южного, кавказского источника), в зоне их прилегания к уступу внутрибассейновой карбонатной платформы. Приведенные нами данные об особых термобарических условиях девонско-нижнепермского разреза дают основания выявить закономерности размещения месторождений нефти, конденсата и газа в пределах Астраханской зоны нефтегазонакопления. Месторождения нефти должны тяготеть к объектам (ловушкам), расположенным вдоль северо-западного склона Астраханско-Юстинского выступа, обращенного к Сарпинскому и Заволжскому прогибам. Наш, исключительно теоретический, прогноз находит определенное подтверждение в имеющихся фактических данных: все установленные нефтепроявления в девонских и каменноугольных отложениях подсолевого комплекса Астраханского карбонатного массива расположены на его северо-западной периферии (скважины Володарская, Заволжская, Георгиевские, Карауданская) массива.

Все прогнозируемые перспективные объекты размещенные как на средних, так и больших глубинах по состоянию их изученности относятся к категории выявленных, что связано как с объективными (геологическими и технологическими), так и субъективными (юридическими и законодательными) обстоятельствами. Объективными геологическими причинами являются:

  • резкая вертикальная и латеральная неод-нородность кроющего подсолевого комплекса, значительной по мощности (от 4 до 7 км) части разреза, обусловленная соляной тектоникой;
  • резкие изменения фациального состава пород и одновременно мощности девонско-нижнепермского разреза подсолевого комплекса.

Данные особенности строения осадочного чехла, характерные для бортовых зон Прикаспийской нефтегазоносной провинции, в том числе и Астраханской зоны нефтегазонакопления, сильно искажают структуру волнового поля в интервале времени регистрации подсолевых отражающих границ. Устранение и учет этих искажений требует применения очень сложных систем наблюдений, в частности, широкоазимутальной 3D cейсморазведки, под которой понимается система наблюдений с равными удалениями источник – приемник вдоль профиля и перпендикулярно к нему. Это обеспечивает возможность устранить боковые волны и восстановить истинную геометрию границ под дислоцированными толщами солей. Эффективность наблюдений 3D в условиях солянокупольной тектоники доказана давно. Приведем только один пример сопоставления наблюдений 2D и 3D по профилю на Астраханском своде (рис. 13), на котором прирост информативности в подсолевой части разреза не требует доказательств.

 

Рис. 13. Сопоставление съемок 2D и 3D, выполненных по одной линии. Пространственное суммирование при 3D существенно улучшило картирование подсолевой толщи.

Пространственное суммирование при 3D существенно улучшило картирование подсолевой толщи.

 

В силу изложенных обстоятельств становится очевидным, что только повторная обработка многочисленного накопленного геолого-геофизического материала недостаточна для достоверной, соответствующей требованиям поискового и разведочного бурения, локализации подсолевых объектов. Проведение дополнительных дорогостоящих сейсмических работ неизбежно.

В этой связи следует обратить особое внимание на дополнительно возникающую проблему, не имеющую прямого отношения к рассмотренным нами проблемам. Все выявленные объекты по своим размерам значительно превышают размеры лицензионных блоков (рис. 14, рис. 15) и, следовательно, при существующей схеме проведения поисково-разведочных работ они могут быть обнаружены только случайно.

 

Рис. 14. Соотношение площадей лицензионных блоков и нижне-среднедевонских перспективных объектов Астраханско-Жамбайского нефтегазоносного района. 

1 – граница Астраханского свода; Контуры перспективных нижне-среднедевонских объектов: 2 – Тамбовский карбонатный массив; 3 – Володарский карбонатный массив; 4 – Еленовско-Шортамбайский вал; 5–7 – лицензионные участки: 5 – поисковые, 6 – разведочные, 7 – эксплуатационные

 

Рис. 15. Соотношение площадей лицензионных блоков и визейско-башкирских перспективных объектов Астраханско-Жамбайского нефтегазоносного района.

1 – граница Астраханского карбонатного массива; 2 – граница Астраханского газоконденсатного месторождения; перспективные площади для выявления залежей газа в башкирских известняках: 3 – под ассельской покрышкой, 4 – под московской покрышкой; 5 – в верхнекаменноугольно-нижнепермских терригенных отложениях (подводный конус); 6–8 – лицензионные участки: 6 – поисковые; 7 – разведочные; 8 – эксплуатационные

 

Поэтому для успешной реализации неразведанного углеводородного потенциала Астраханской зоны нефтегазонакопления необходимо спланировать и выполнить широкомасштабные региональные работы, охватывающее большие территории Астраханского свода и освещающие строение основных потенциально перспективных объектов в нижних структурных этажах и бортовых частях свода. Сегодня, когда почти вся территория Астраханской зоны нефтегазонакопления полностью лицензирована, выполнить такой масштабный проект возможно только силами объединенного консорциума владельцев лицензий и государственных структур, которые должны коллективно профинансировать такую крупную работу и являться коллективным пользователем полученных при этом результатов.

Основой первого этапа таких работ должна явиться отработка сети широкоазимутальных сейсмических профилей (ориентировочно 350 км – 7000 км²), увязанных с ранее выполненными трехмерными съемками (рис. 16), что по существу является полным эквивалентом съемки 3D, но выполненной в виде полосы.

 

Рис. 16. Схема профилей прошлых лет, предлагаемых для повторной обработки и отработки новых профилей по технологии широкоазимутальных 3D МОГТ. 

1–2 – линии региональных профилей рекомендованных для: 1 – переработки; 2 – отработки; 3 – площади 3D съемки; 4 – контур Астраханского газоконденсатного месторождения; 5 – глубокие скважины; 6 – граница Астраханского свода по карбонатному уступу; 7 – разрывные нарушения и границы вреза; 8 – административные границы

 

Интерпретация новых сейсмических материалов, в совокупности с повторнообработанными (с использованием единой скоростной модели) сейсмическими материалами – прошлых лет одновременно с бурением нескольких поисковых скважин позволит:

– установить общие закономерности строения нижних структурных этажей;

– достоверно выявить перспективные объекты и затем запланировать, возможно, полномасштабное проведение 3D съемки на всей территории Астраханского свода.

Стоимость первого этапа работ составит по предварительным оценкам порядка 70 млн долларов. Этот вопрос предварительно обсуждался с компаниями недропользователей и с Астраханским геологическим комитетом и получил поддержку всех основных предполагаемых участников.

Завершая, мы хотим еще раз подчеркнуть, что реализация неразведанного углеводородного потенциала Астраханского свода должна стать первым примером реальных коллективных усилий нефтяных компаний и государства при решении столь сложных и перспективных государственных геологических задач.

ВЫВОДЫ

  1. На территории России перспективными объектами на освоение ресурсов глубоких недр, являются Центрально-Прикаспийская и Астраханско-Тенгизская нефтегазоносные области, а в пределах последней – Астраханская зона нефтегазонакопления.

Разрез подсолевого комплекса Астраханской зоны нефтегазонакопления до глубин 7–7.5 км перспективен на выявление новых крупных месторождений нефти и газа. Новые скопления углеводородов могут быть обнаружены в отложениях девона и карбона (до нижнего башкира включительно), как в центральной части Астраханской зоны нефтегазонакопления, так на ее северной и юго-восточной окраинах. На северной окраине будут перспективны нижнепермские отложения подводного конуса выноса. На юго-восточной окраине интерес могут представлять терригенные отложения верхнего девона-турне (комплекс заполнения некомпенсированной топодепрессии), в зоне их прилегания к уступу внутрибассейновой карбонатной платформы.

  1. Рассмотренный материал и сделанные выводы мы рассматриваем как научное обоснование мультиклиентского проекта “Освоение ресурсов глубоких недр Астраханского свода”, целью которого являются поиски новых уникальных, гигантских и крупных месторождений на территории старых нефтегазоносных провинций. Это первый такого рода проект на территории России. Успешная его реализация позволит решить проблему расширенного воспроизводства ресурсной базы таких традиционных нефтегазодобывающих провинций, как Предкавказская, Прикаспийская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская и Западно-Сибирская за счет освоения углеводородного потенциала глубоких и сверхглубоких горизонтов их осадочного чехла.
  2. Мы полагаем, что для успешной реализации предлагаемого проекта необходимо создание консорциума из компаний, имеющих лицензии по этому району, и государственных организаций, в первую очередь – научных.

Благодарности. Статья написана в рамках выполнения работ по программе Президиума РАН № 47 “Углеводороды с глубоких горизонтов в “старых” нефтегазодобывающих регионах как новый источник энергоресурсов: теоретические и прикладные аспекты”, научный руководитель д.г.-м.н. Ю.А. Волож (Геологический институт РАН, г. Москва), а также по теме “Тектоно-седиментационные системы: строение и развитие” госзадания № 0135-2018-0034 (научный руководитель д.г.-м.н. Н.П. Чамов, Геологический институт РАН, г. Москва).

About the authors

Yu. A. Volozh

Geological Institute, Russian Academy of Sciences

Author for correspondence.
Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

G. N. Gogonenkov

All Russia Geological Oil Institute (VNIGNI)

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

S. V. Delia

LLC Ritek – OJSC LUKOIL

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

O. A. Korchagin

OJSC Rosgeologiya

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

A. Yu. Komarov

LLC Gasprom dobycha Astrakhan

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Astrakhan

V. V. Rybal`chenko

OJSC Gasprom

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

M. A. Sibilev

OJSC LUKOIL

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

V. P. Steninzon

JSC Astran

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Astrakhan

V. V. Pykhalov

LLC Oktopus

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Astrakhan

I. A. Titarenko

Lower-Volga Research Institute of Geology and Geophysiscs (NVNIIGG)

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Saratov

A. K. Tokman

LLC Astrakhanskaya Neftyanya Kompaniya – JSC EuroChem

Email: yvolozh@yandex.ru

Russian Federation, Moscow

References

  1. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность / Ред. Ю.А. Волож, В.С. Парасына. М.: Научный мир, 2008. 221с.
  2. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Наука, 2008. 248 с.
  3. Бочкарев А.В, Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. / М.: ВНИИОЭНГ, 2006. 321 с.
  4. Буш В.А., Писаренко Ю.А. Пермский “мессинский кризис” в Прикаспийской впадине: погребенные подводные каньоны в кровле подсолевых отложений // Фундаментальные проблемы геотектоники / Отв. ред. Ю.В. Карякин. Материалы XL тектонического совещания “Фундаментальные проблемы геотектоники. Области активного тектогенеза в современной и древней истории Земли”, Москва, 30 января–3 февраля 2007 г. М.: ГЕОС, 2007. Т.1. С. 123–126.
  5. Варшавская И.Е., Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г., Милетенко Н.В., Федонкин М.А. Новая концепция развития ресурсной базы углеводородного сырья // Вестник РАН. 2012. Т.82. № 2. С. 99–109.
  6. Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г., Милетенко Н.В., Ровнин Л.И. О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской впадине // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 4. С. 309–315.
  7. Волож Ю.А., Леонов Ю.Г., Антипов М.П., Быкадоров В.А. Строение и перспективы нефтегазоносности зоны сочлинения Прикаспийской впадины со Скифской и Западно-Туранской плитой // Прикаспийская впадина актуальные проблемы геологии и нефтегазоносности / Атырау: Казахстанское общество нефтяников-геологов, 2012. С. 50–64 (Тр. КОНГ. Вып.1).
  8. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. О перспективах нефтегазового поиска на глубине 8000–12500 м в Днепровско-Донецкой впадине // Докл. НАН Украины. 2007. № 4. С. 121–124.
  9. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Высоцкий В.И., Каракин А.И. Полигенная модель формирования битуминозных поясов планеты // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений / Отв. ред. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. М.: ГЕОС, 2012. С. 380–399.
  10. Леонов Ю.Г., Волож Ю.А., Антипов М.П., Быкадоров В.А., Хераскова Т.Н. Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. М.: ГЕОС, 2010. 63 с. (Тр. ГИН. Вып. 593).
  11. Коваленко В.С., Коротков Б.С. Состояние и развитие геолого-разведочных работ на глубокозалегающие горизонты в Прикаспийской впадине и ее обрамлении // Х1 Координационное совещание ПАО “Газпром”. М.: ИРЦ Газпром, 2006. С. 22–29.
  12. Комаров А.Ю., Тинакин О.В., Ильин А.Ф., Захарчук В.А. Особенности распределения нефтегазоносных комплексов терригенного девона на Астраханском своде // Геология нефти и газа. 2009. № 3. С. 36–40.
  13. Куандыков Б.М., Волож Ю.А. Изучение глубокозалегающих горизонтов Прикаспийской впадины // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения / Ред. Б.М. Куандыков. Алма-Аты: КОНГ, 2015. С. 53–60.
  14. Медведев П.В., Попович С.В., Голиченко Г.В. и др. Геологическое строение, история формирования и перспективы нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений западной части Прикаспийской впадины // Перспективы нефтегазоносности Нижнего Поволжья и Азово-Каспийского региона / Ред. А.М. Репей. Волгоград: Изд. ЛУКОЙЛНИПИморнефть, 2005. С. 35–53. (Тр.ВологоградНИПИнефть. Вып. 64.)
  15. Оренбургский тектонический узел: строение и нефтегазоносность / Ред. Ю.А. Волож, В.С. Парасына. М.: Научный мир, 2013. 213 с.
  16. Писаренко Ю.А. Позднепалеозойская тектоно-седиментационная модель Прикаспийского региона и ее значение для определения геолого-разведочных работ на нефть и газ. Автореф. … докт.-геол. мин. наук. Саратов: СарГУ, 2005. 50 с.
  17. Рабкин Ф.С., Абилгалиев М.Ж., Аксаева Ф.К. и др. О природе структурных инверсий полей пластовых давлений в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. / Извест. АН КазССР. Сер. геол. 1990. № 1. С. 9–16.
  18. Стратиграфия и региональная корреляция подсолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины / Ред. А.К. Замаренов. М.: Недра, 1989. 167 с.
  19. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 501 с.
  20. Maffett J.R. – SIPES // Presentations Feb.18, 2010. URL:http://www.Sipeshouston.org/presentations/Moffett/20Davy/20janes18.2010
  21. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system – from source to trap //AAPG Spec. Publ. 1994. Р. 3–24.
  22. TEMISPAK (Beicip-Franlab Headquarters, Paris, France) Accessed November 13, 2018. URL: http://www.beicip.com/
  23. “Petrel” (Schlumberger, Ltd). Accessed November 13, 2018. URL: http://sis.slb.ru/_v/_i/logo_sis.png

Supplementary files

Supplementary Files Action
1.
Fig. 1. Tectonic scheme of the southwestern part of the Caspian oil and gas province and the northwestern part of the Predkavkazsko-Mangyshlak oil and gas province (according to [1] with changes and additions). Indicated (numbers in circles): I - Guryev-October vault; II - Justinian-Astrakhan salient; III - Karakul-Smushkovskaya zone. 1–6 — the consolidated crust of the Eurasian Plate: 1 — blocks of pre-Riphean consolidation; 2–6 - blocks of the Pre-Paleozoic (Cadom) consolidation: 2 - not processed, 3 - processed in the Early Paleozoic (Cambrian-Silurian) (basement of the western part of the Turan plate), 4 - processed in the Late Paleozoic (late Devonian-Early Carboniferous) (foundation Scythian plate); 5 - with reduced crust as a result of Early Paleozoic rift (Tugarakchansky rift); 6 - with reduced crust as a result of Late Devonian rift (Donbass-Tuarkyr rift), 7–8 transitional crust of destructive type: 7 - Pre-Riphean age of the Central Caspian depression, 8 - Pre-Paleozoic of the Tuarkyr trough; 9 - contours of intrabasin carbonate platforms of Upper Devonian-Bashkir age; 10 - baseline contour lines, km; 11 - border of the Caspian oil and gas province; 12 - the border of the rear crustal deformations of the collisional fold belt cadomides; 13 - transcontinental post-collisional shifts, 14 - transform fault; 15 - other faults; 16 - administrative boundaries

View (946KB) Indexing metadata
2.
Fig. 2. Structural map of the roof of subsalt deposits (seismic horizon P1). 1 - seismic horizon P1 isohypses, km: a - basic after 0.2 km; b - intermediate; 2 - the southern border of the Caspian oil and gas province; 3 - the border of the Justinian-Astrakhan ledge on the roof of the subsalt complex (horizon P1); 4 - the border of the Astrakhan arch over the horizon P1; 5 - borders of regions with different stratigraphic confinement at the level of horizon P1; 6 - Paleozoic folded complex of the Karpinsky ridge; 7 - faults; 8 - administrative boundaries; 9 - local structures numbered: 2 - Kharabalinskaya, 3 - Nezhdannaya, 4 - Long-awaited, 5 - April, 6 - Vladimir, 15 - Camel, 20 - Enotaevskaya, 22 - Polynna, 34 - Split, 36 - Karakul

View (1MB) Indexing metadata
3.
Fig. 3. Seismogeological model of subsalt section of the Astrakhan arch. (a), (b) - fragments of seismic profiles. 1 - cover D3fm; 2,3 - cover D3f3; 4 - carbonate facies D1 – D2; 5 - pre-Devonian stratum; 6 - terrigenous stratum D1

View (794KB) Indexing metadata
4.
Fig. 4. Model of the reservoir of the Astrakhan arch (according to [1] with changes and additions). 1–4 - seismic facies of the carbonate platform: 1 - undertom, shallow carbonate-terrigenous sediments with bioherm structures; 2 - upper fonds, shallow carbonate-terrigenous sediments with elements of the clinoform structure (submerged shelf); 3 - Klinotem, mostly terrigenous, carbonate-detrital sediments of the slope and foot of the carbonate platform, 4 - lower fonds, mainly clay, carbonate-clay depressive sediments; 5 - topo-depressive filling complexes; 6 - carbonate structures; 7 - shallow volcanic shelf complexes; 8 —fill-in infill complexes (deposition of a fan); 9 - volcanogenic-sedimentary complexes of the Lower Paleozoic; 10 - the surface of the foundation; 11–13 - tires: 11 - regional, 12 - zonal, 13 - local; 14 - area disintegrated surface of the carbonate platform; 15 - surfaces of regional disagreements; 16 - faults; 17 - seismic horizons; 18 - age indices of seismic complexes; 19 - well location

View (582KB) Indexing metadata
5.
Fig. 5. Structural map of the Devonian base of the Astrakhan oil and gas accumulation zone and the location of structural type objects (according to [1] with changes and additions). 1 - lines of seismic profiles; 2 - isolines of the depth of the roof of the Dodewon complex, m; 3 - faults; 4 - contour of the Astrakhan carbonate massif

View (742KB) Indexing metadata
6.
Fig. 6. Deep dynamic section along the seismic profile through the Elenovsky-Shortambaysky shaft (according to [1] with changes and additions).

View (726KB) Indexing metadata
7.
Fig. 7. Deep dynamic section along the seismic profile through the Devonian carbonate massifs (according to [1], with changes and additions).

View (1MB) Indexing metadata
8.
Fig. 8. Scheme of the isopachite of the Famensko-Lower Turtney carbonate complex. 1 - a possible local tire, 2 - predicted search objects, isolated carbonate massifs, covered with a tourney clay layer, 3 - no terrigenous tire

View (302KB) Indexing metadata
9.
Fig. 9. Scheme of the structure of the proximal part of the Zavolzhsky subsea extrusion cone, composed of terrigenous Early-Martinsko-Nizhnekungurskiy deposits. 1 - ledge of the Astrakhan carbonate massif; 2 - lower and upper (conditionally) boundaries of the slope of the deep-sea basin; 3 - boundary of the erosional incision; 4 - values ​​of the power of underwater cone deposits, m; 5 - isopachites of underwater cone deposits, km; 6 - isolines of the exhaust gas surface P1, km; 7 - submarine canyons; 8 - lines of seismic profiles; 9 - possible hydrocarbon trap and identified promising structures

View (644KB) Indexing metadata
10.
Fig. 10. Sections characterizing the structure of the proximal part of the Zavolzhsky fan.

View (841KB) Indexing metadata
11.
Fig. 11. Model of the structure of the Bashkir complex (according to [12]).

View (356KB) Indexing metadata
12.
Fig. 12. Scheme of distribution of promising objects in the Visean-Bashkir complex. 1 - contour of the Astrakhan arch; 2 - faults; 3 - isohypsum in the reflecting horizon I P (C2b), km; 4 - contour of the Astrakhan gas condensate field; 5 - a promising area for identifying hydrocarbon deposits in Bashkir hypergenically altered limestones: a - under the Assel tire, b - under the Moscow tire

View (581KB) Indexing metadata
13.
Fig. 13. Comparison of filming 2D and 3D, made by one line. Spatial summation in 3D significantly improved the mapping of the subsalt salt mass.

View (766KB) Indexing metadata
14.
Fig. 14. The ratio of the areas of the licensed blocks and the lower middle-Devonian perspective objects of the Astrakhan-Zhambay oil and gas region. 1 - border of the Astrakhan arch; Contours of promising Lower-Middle-Devonian objects: 2 - Tambov carbonate massif; 3 - Volodarsky carbonate massif; 4 - Elenovsky-Shortambay shaft; 5–7 - license areas: 5 - prospecting, 6 - exploration, 7 - operational

View (1MB) Indexing metadata
15.
Fig. 15. The ratio of the areas of the licensed blocks and the Visean-Bashkir perspective objects of the Astrakhan-Zhambay oil and gas region. 1 - border of the Astrakhan carbonate massif; 2 - border of the Astrakhan gas condensate field; promising areas for identifying gas deposits in Bashkir limestone: 3 - under the Asselsky tire, 4 - under the Moscow tire; 5 - in the Upper Carboniferous-Lower Permian terrigenous sediments (underwater cone); 6–8 - license areas: 6 - search; 7 - exploration; 8 - operational

View (1MB) Indexing metadata
16.
Fig. 16. Scheme of profiles of past years, proposed for reprocessing and testing of new profiles on the technology of wide azimuth 3D CDP. 1-2 - lines of regional profiles recommended for: 1 - processing; 2 - working off; 3 - areas of 3D shooting; 4 - contour of the Astrakhan gas condensate field; 5 - deep wells; 6 - border of the Astrakhan arch on the carbonate scarp; 7 - faults and boundaries; 8 - administrative boundaries

View (399KB) Indexing metadata

Statistics

Views

Abstract - 350

PDF (Russian) - 154

Cited-By


PlumX

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2019 Russian academy of sciences

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies