ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

об.% —процент объемный РОВ — рассеянное органическое вещество ПГ — попутный газ

ШФЛУ — широкая фракция легких углеводородов АВПД — аномально высокое пластовое давление р — плотность, г/дм3 Q^?v — четверичный горизонт Ни — хвалынский горизонт ррт — миллионная доля ВНК — водонефтяной контакт %мольн. —процент мольный

УВГ — углеводородные газы % масс. — процент массовый

С5+ — пентаны и другие вышекипящие углеводороды г| — коэффициент преломления ВГФ — водогазовый фактор КГФ — конденсатогазовый фактор ГЖХ — газожидкостная хроматография Э — сера

ТУ — тяжелые углеводороды АГКМ — Астраханское газоконденсатное месторождение НКТ — насосно-компрессорные трубы ВУ — вязкость условная М — молекулярная масса

pH — концентрация ионов водорода (водородный показатель) Ек — восстановительный потенциал

5

Обозначения и сокращения

ВВЕДЕНИЕ

При разработке, эксплуатации месторождений и добыче нефти и газа промысловые исследования необходимы для оценки запасов природного сырья, определения объемов добычи, состава нефти и газа, масштабов и направления переработки углеводородов.

Первые сведения о наличии горючих газов в России принадлежат Г. Нешелю (1836). Он описал газопроявления в артезианском колодце в районе Астрахани и отметил выделение газа вблизи горы Богдо в окрестностях оз. Баскунчак. Газопроявления у Астрахани привлекали внимание многих исследователей: в 1885 г. их изучал К. М. Бэр, в следующем году — К. К. Корнилов. Строительство Туркестанской железной дороги усилило изучение полезных ископаемых. Уже в 1892 г. появились первые заявки на разведку месторождений нефти в районе Доссор, однако первая нефть здесь была получена в 1911 г. Ранее, в 1906 г., в саратовском Заволжье при бурении скважины на хуторе Мельникова в плиоценовых отложениях был получен газ, использовавшийся до 1909 г. в быту для двигателей мельницы, а позднее — на стекольном заводе, который работал на этом газе 20 лет. После первого мощного фонтана нефти в Доссоре интерес к солеродной Прикаспийской впадине повысился, однако к 1917 г. здесь были разведаны всего два месторождения — Доссор и Северный Манат.

После Второй мировой войны начинается качественно новый этап в изучении солеродных впадин. Непрерывно увеличиваются объемы геолого-разведочных работ, внедряются аэрологические методы исследований, бурится серия опорных скважин, расширяются научные исследования, создаются новые геолого-разведочные предприятия. В Прикаспийском солеродном регионе хотя и были подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности впадины, до 1960 г. основные открытия месторождений приходились на Эмбенскую область, вследствие чего у некоторых специалистов сложилось мнение о низких перспективах дальнейших поисков нефти и газа в солеродных впадинах, так как применявшаяся методика геолого-разведочных работ себя не оправдала.

Стратегическая переориентировка поисково-разведочных работ на глубинные палеозойские подсолевые отложения, осуществленная в начале 1960-х гг., перевернула тактику и практику освоения нефтяных и газовых ресурсов солеродных впадин. В Прикаспийской впадине было открыто гигантское Оренбургское газоконденсатное месторождение в подсолевых нижнепермских и каменноугольных отложениях в северо-восточном районе впадины, затем — Карачаганак- ское газоконденсатное месторождение, а в 1976 г. — гигантское Астраханское газоконденсатное месторождение в подсолевых каменноугольных отложениях юго-западной части впадины. В дальнейшем были открыты нефтяные Тенгизское и Королевское месторождения-гиганты в каменноугольных отложениях юго-восточной части впадины. Во всех этих месторождениях, приуроченных к подсолевым карбонатным отложениям, встречены в составе свободных и нефтерастворенных газов повышенные концентрации сероводорода и углекислого газа.

Оренбургское газоконденсатное месторождение — сравнительно неглубоко залегающее (1300-1800 м) с этажом газоносности до 550 м. Характеризуется неоднородным по площади и разрезу составом газа, основным компонентом которого является метан (83 об.%). Содержание сероводорода составляет 1,34- 4,5 об.%, азота — 3,2-6,2%, двуокиси углерода — 0,5-1,65%, стабильного конденсата — 64-72 г/м3; имеются сероорганические соединения. Пластовое давление составляет 20,4 МПа, пластовая температура аномально низкая — 32°С. К основной газоконденсатной залежи приурочены небольшие по мощности нефтяные оторочки.

Карачаганакское месторождение выделяется большой глубиной залегания (3700-5200 м), 1,5-километровым этажом и сравнительно небольшой площадью газоносности, высоким содержанием конденсата (300-400 г/м3 и выше), наличием парафинов (до 2 об.%). Содержание метана в исследованных интервалах примерно 80 об.%, сероводорода — 3,7 об.%, меркаптанов — до 0,2%. Состав пластового газа отличается также высоким содержанием этана и одновременно пропан-бутановой фракции (более 5 об.%). Пластовое давление — 53- 59 МПа, пластовая температура аномально низкая — 72-76°С.

Астраханское месторождение отличается высоким содержанием кислых газов (более 40%), низким содержанием метана (менее 50%), высоким содержанием конденсата (порядка 400 г/м3), аномально высоким пластовым давлением (свыше 60 МПа), коллекторами с резко ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (средняя проницаемость на уровне 1Ю~13м2). Глубина залегания залежи — 4 км, этаж газоносности — 220 м, пластовая температура — 109°С.

Появление уникальных по объему запасов и сложных по строению объектов в пределах солеродных впадин требует для их освоения решения крупномасштабных научных и производственных проблем и приводит к качественно новому этапу в развитии газовой и нефтяной промышленности.

Характеристика месторождений показывает, что каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании, разработке и эксплуатации. Однако эти месторождения носят и существенно сходные признаки: большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермско-карбонового возраста, наличие сероводорода и двуокиси углерода, конденсата, жесткую связь динамики добычи газа с работой нефтегазохимического комплекса.

При освоении таких месторождений, являющихся долговременно-сырьевой базой добывающих комплексов, на первый план выдвигается проблема комплексного и максимального использования всех компонентов, находящихся в пластовом флюиде. Темпы разработки таких месторождений и их конечная компонентоотдача определяются мощностями нефтегазохимических комплексов и возможностями потребителей.

Опыт, накопленный при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений-гигантов, должен быть использован для обоснования основных принципов подхода к освоению глубинных недр Прикаспийской впадины. Прикаспийская впадина является одной из крупнейших тектонических депрессий мира, в пределах которой мощность осадочного чехла достигает 20 тыс. м. Вследствие этого Прикаспийская впадина представляет собой один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира. Исследователи считают, что запасы газа здесь составляют сотни и тысячи триллионов кубометров. Эти прогнозы касаются лишь глубин, доступных для современных технических средств (до 5000 м). Если учесть всю многокилометровую осадочную толщу впадины, то этот регион можно считать величайшим полюсом накопления нефти и газа, что подкрепляется последними открытиями гигантских месторождений нефти, газа и конденсата. Это подтверждается при сравнении геологического строения Прикас- пия с его аналогом — соляно-купольной областью Галф Кост (Примексиканская впадина), в пределах которой сосредоточено 4600 млрд м3, или 66,5%, запасов газа США и ежегодно добывается более 230 млрд м3 газа и более 70 млн т нефти. Если учесть открытые месторождения-гиганты в Прикаспийской впадине с пластовым давлением 600-800 атм, развитыми и в Примексиканской впадине, а также то, что Прикаспийская впадина по своим размерам во много раз превосходит крупнейший нефтегазоносный район США Галф Кост, то прогнозы ресурсов нефти и газа в Прикаспии достоверны. Открытия последних лет заставляют считать Прикаспий первоочередным объектом поисковых и разведочных работ на суше. Учитывая, что южные части впадины заняты акваторией Каспийского моря, где уже открыты месторождения нефти, перспективы Прикаспийского региона становятся еще более радужными. При сопоставлении перспектив нефтегазоносности Примексиканской и Прикаспийской впадин отмечается сходство их тектонического строения:

  • 1) обе они являются составными частями двух крупнейших в мире седимен- тационных бассейнов и представляют собой обширные краевые (экзогональ- ные) депрессии Северо-Американской и Русской докембрийских платформ, испытывающих интенсивное погружение в течение весьма длительного времени;
  • 2) в обеих впадинах выделяются крупные погребенные сводовые поднятия и прогибы;
  • 3) структуру надсолевого комплекса обеих осложняют многочисленные соляные куполы, число которых в Примексиканской впадине достигает 400, в Прикаспийской впадине — 1000. Из них в Галф Косте только 280 соляных структур нефтегазоносны, в Североморской впадине (Германия) из 200 соляных структур нефтеносны 30.

Природные особенности месторождений-гигантов в солеродных впадинах, их индивидуальности в геологическом строении, добыче и разработке, а также переработке сырья сложного состава, большие запасы и этажи продуктивности, наличие опасных для окружающей среды и для технологии сероводорода и углекислого газа, наличие высококачественного конденсата или высокая газо- насыщенность пластовых нефтей предопределяют синергетическую взаимосвязь добычи сырья с работой нефтегазохимических и перерабатывающих комплексов, мощность которых контролирует объемы добычи нефти, газа и конденсата. Без систематизации и детального изучения этих месторождений-гигантов невозможно достаточно точно прогнозировать основные закономерности разработки скоплений нефти и газа.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >