Астраханське газоконденсатне родовище — найбільше в Європі за запасами газу і конденсату, і входить в десятку найбільших газових родовищ Росії. Його геологічні запаси оцінюються в 2500 млрд м³ газу і 400 млн т конденсату (з високим вмістом сірководню). Станом на 2000 рік з родовища видобуто близько 12 млрд м³ газу, 4 млн т конденсату і 4 млн т сірки[1]. За умови річного добутку газу 12 млрд м³ (2,06 % від загального обсягу видобутку газу в РФ у 2009), забезпеченість Астраханського газоперероблювального комплексу промисловими запасами тільки по лівобережній частині АГКР становить сотні років.
Загальна характеристика родовища
Промислове скупчення вуглеводнів приурочені до центральної, найбільш припіднятої частини Астраханського склепіння, розміром (по ізогіпсі −4200 м) 100 × 45 км, з амплітудою понад 350 м. Розміри покладу становлять 100 х 40 км, поверх газоносності 220 м. Продуктивними є підсольові карбонатні відклади нижньобашкирського під'ярусу середнього карбону, які тут залягають на глибинах 3900—4100 м. Поклад масивного типу, для нього характерні АВПТ (до 63 МПа)[2]. Колектори представлені товщею недоломітизованих органогенно-уламкових вапняків, без макротріщин і каверн, потужністю до 280 м. Покришка родовища — глинисто-кременисто-карбонатні нижньопермські відклади, потужністю 50-170 м, і вищезалягаючі сульфатно-галогенні породи кунгурського ярусу. Компонентний склад природного газу(%): СН4 50-55; Н2S 22-24; СО2 20-22, N2 до 3. Дебіти газу з експлуатаційних свердловин сягають 720 тис. м³/добу на 15-мм штуцері, вміст стабільного конденсату становить від 240 до 570 см³/м³, густина конденсату 0,81 г/см³.[3]
Історія родовища
Сейсморозвідувальними роботами КМЗХ1961 року виявлено Астраханське склепіння і отримані попередні дані про глибини залягання підсольових відкладів. Глибоке пошукове буріння на підсольові палеозойські відклади розпочато 1967 року Астраханською нафторозвідувальною експедицією глибокого буріння (АНРЕ) закладанням свердловини Степанівська № 1. З 1970 року розбурюються локальні підняття з проектними глибинами 4500—5000 м. В результаті цих робіт уточнено відомості про глибини залягання покрівлі підсольових палеозойських відкладів, їх стратиграфічну приналежність, речовинний склад і колекторські властивості.
13 серпня1976 року в свердловині Ширяєвська № 5, що була пробурена за 5 км на схід від Аксарайської № 1, при опробуванні вапняків башкирського ярусу в інтервалі 4100—4070 м, отримано промисловий приплив газу з конденсатом. Цей день вважається днем відкриття Астраханського газоконденсатного родовища. Дебіт газу на 13,7 мм штуцері склав 339 тис. м³/добу, а абсолютно вільний дебіт газу становив 838 тис. м³/добу. Склад газу (%): метан — 58,86, етан — 1,88, пропан — 0,60, азот — 0,91, діоксид вуглецю — 11,00, сірководень — 26,6. Відносна питома вага — 0,8552. В інтервалі 4050—3995 м дебіт газу на 14,8 мм штуцері склав 375,2 тис. м³/добу. Склад газу (%): метан — 61,88, етан — 0,62, пропан — 0,34, азот — 1,57, діоксид вуглецю — 13,2, сірководень — 22,00.
Шліф полідетритового кальцитизованого вапняку башкирського віку з глибини 4041,78 м зі свердловини Астраханська № 25. Загальна кількість вторинного кальциту — 10 %. Текстура — плямиста. Ніколі ×Шліф органогенно-детритового вапняку башкирського віку з глибини 4186 м зі свердловини Астраханська № 1. Ніколі ×
Найдревніші відклади, розкриті розвідувальними свердловинами на Астраханському газоконденсатному родовищі, представлені потужною товщею теригенно-хемогенних порід девонського віку.
Середньокарбонові відклади представлені переважно органогенними, оолітовими вапняками, які формувались в мілководно-прибережних умовах. Для них характерна наявність первинної і вторинної пористості. Відкрита пористість становить 5-16 %, при середньому значенні 10,1 %, порувата проникність змінюється від 98×10−6 до 0,04 дарсі, а тріщинна — від 18×10−7 до 196×10−5дарсі. В нижній частині розрізу середньокарбонових порід залягає пласт глин потужністю 5-7 м. Розкриття свердловинами средньокамяновугільних (продуктивних) відкладів прогнозується на глибинах 3890—3910 м.
Пермська система представлена відкладами сакмаро-артинського і кунгурського ярусів. Сакмаро-артинські відклади у верхній частині розрізу представлені вапняками і доломітами з прошарками аргілітів, а в нижній — переважно аргілітами. Доломіти сильно глинисті, бітумінозні, з численними включеннями органічних решток. В аргілітах відмічаються конкреції і кристали піриту. Погана розчленованість товщі на яруси пов'язана з низьким виносом керну з цього інтервалу і поганою збереженістю палеонтологічних решток. Породи міцні, з густиною 2,6 г/см³. В цілому ця товща не має колекторських властивостей і слугує достатньо надійною покришкою для залягаючого внизу продуктивного пласта вапняків. Розкриваються сакмаро-артинські відклади на глибинах 3810—3840 м, при середній потужності 80 м.
Породи кунгурського ярусу представлені сульфатно-галогенними утвореннями. В верхній частині розрізу — нерівномірне чергування різних за потужностями пачоккам'яної солі і ангідритів. В середній частині, яка охоплює дві третини розрізу, залягають солі з поодиноким малопотужними прошарками ангідритів. В нижній частині розрізу в солях відмічаються пачки ангідритів і пісковиків. Для частин розрізу з прошарками і лінзами теригенних порід характерні зони АВПТ і прояви розсолів з дебітами 4—6 м³/добу. Середня глибина розкриття покрівлі порід кунгурського ярусу — 2000 м. Потужність цієї товщі — 1810 м. Інтервали залягання солей: 2075—2225 м, 2275—2435 м, 2475—2630 м, 2705-3025 м, 3045-3275 м, 3385-3535 м, 3600-3810 м.
На соленосних відкладах кунгурського ярусу з незначною кутовою і чіткою стратиграфічною незгідністю залягають нижньотріасові відклади, які представлені дрібно-середньозернистими міцними пісковиками і алевролітами, з переважанням останніх. Колір порід різний, переважно червоних тонів. За колекторськими властивостями відклади сильно неоднорідні. Пористість їх коливається в широких межах, від 5 до 20 %. Проникність — від одиниць до кількох сотень мДарсі. Покрівля нижньотріасових відкладів картується на глибинах 1740—1758 м. Середня потужність товщі нижньотріасового віку становить 260 м.
Структурно-тектонічні особливості території родовища
Схема розташування карбонатних масивів верхнього палеозою Прикаспійської западини Умовні позначення: 1 — ізогіпси покрівлі підсольових докунгурських відкладів, км; 2 — нижньопермський бортовий уступ; 3 — виступи фундаменту Східноєвропейської платформи; 4 — контур Актюбинсько-Астраханської системи виступів фундаменту; 5 — тектонічні шви; 6 — області розвитку карбонатних порід верхнього палеозою; родовища: 7 — нафтові, 8 — нафтогазові, 9 — газові и газоконденсатні
В тектонічному плані Астраханське ГКР знаходиться в межах Астраханського склепіння, розмір якого за ізогіпсою -7000 м становить 250×140 км, амплітуда по покрівлі верхньобашкирських відкладів — 3000 м. В плані він має форму сегменту, що обернений опуклою частиною в сторону Прикаспійської западини. З півдня він межує по системі глибинних розломів з мегавалом Карпінського, який є частиною Передкавказької епігерцинської платформи.
Гідрогеологічна характеристика родовища
В геологічному розрізі Астраханського склепіння виділяють дев'ять основних водоносних комплексів. Деякі комплекси через схожі гідрогеологічні параметри об'єднуються по два і більше в один комплекс. В цьому випадку відбувається незбіжність вікових меж.
Четвертинний — містить водоносні горизонти, приурочені до прошарків пісків і алевролітівчетвертинних відкладів. Загальна мінералізація коливається від 1 до 30 г/л. Води цього комплексу використовуються для господарсько-питного водопостачання в дуже незначній кількості через істотне забруднення нафтопродуктами.
Палеоген-неогеновий — приурочений до піскуватих колекторів. За хімічним складом підземні води комплексу хлоридно-натрієві. Загальна мінералізація коливається в широких межах, від 7 до 40 г/л. Води напірні, при самовиливі і при відкачках ерліфтом отримані дебіти склали до 30 л/сек. Води комплексу широко використовуються для господарських потреб, водозабезпечення населених пунктів і приготування бурових розчинів.
Середньоальбсько-верхньокрейдовий — приурочений до відкладів середнього і верхнього альбу і карбонатних порід верхньої крейди. Дебіти сягають 8,5 м³/добу. Густина 1,05—1,09 г/см³. Загальна мінералізація становить 4629 мг-екв/л. За хімічним складом води відносяться до хлоридно-кальцієвого типу.
Нижньоальбський — має повсюдне поширення в межах Астраханського склепіння, дебіти коливаються в межах від 28,8 до 123 м³/добу. Густина пластових вод становить 1,05—1,08 г/см³. Загальна мінералізація змінюється від 2300 до 5600 мг-екв./л. Води класифікуються як розсоли хлоридно-кальцієвого типу.
Верхньоюрсько-аптський — з дебітами пластових вод до 18 м³/добу. Мінералізація вод невисока — 1800—2264 мг-екв./л. За хімічним складом вони відносяться до хлоридно-кальцієвих.
Середньоюрський — дебіти підземних пластових вод з цього комплексу становлять від одиниць до 300 м³/добу. Густина змінюється від 1,08 до 1,11 г/см³, при загальній мінералізації 5200—7500 мг-екв./л. За хімічним складом ці води відносяться до розсолів хлоридно-кальцієвого типу.
Тріасовий — дебіти підземних пластових вод з відкладів цього комплексу звичайно невеликі. За хімічним складом води є розсолами хлоридно-кальцієвого типу, з густиною 1,19-1,22 г/см³, загальна мінералізація 5800-10800 мг-екв/л. Газонасиченість коливається в широких межах від 50-100 до 800—1000 см³/л.
Кунгурський — пластові води кунгурського комплексу приурочені до теригенних прошарків, які залягають серед товщі пермськихкам'яних солей. Ці води відносяться до хлоридно-кальцієвих розсолів (ропа) з густиною 1,26 г/см³. Дебіти цих розсолів коливаються в межах від 5 до 200 м³/добу. Високодебітні припливи ропи з відкладів кунгурського комплексу сильно ускладнюють процес буріння свердловин.
Докунгурський — незначні дебіти пластових вод. Густина мінеральних вод з кам'яновугільних карбонатних відкладів коливається в межах від 1,015 до 1,06 г/см³, в основному 1,04 г/см³. Мінералізація — 2391-3237 мг-екв/л. Води відносяться до гідрокарбонатних натрієвих. Характерна ознака вод даного комплексу — наявність великої кількості (до 60 %) розчиненого сірководню. З сакмаро-артинських відкладів нижньої пермі в межах Астраханського склепіння водопрояви не зафіксовані.
Експлуатація родовища
Характеристика газового покладу
Вік продуктивних відкладів
Глибина покрівлі в склепінні, м
Пористість, %
Проникність, м²
Рпл. початковий, МПа
Тпл., ° С
Питома вага, г/см³
ВВ, %
H2S, %
CO2, %
Газоконденсатний фактор, см/м³
С2b1
3890
10,1
від 0,01×10−15 до 42×10−15
63,1
109,2
1,081
47,8
22,5
21,5
240—560
У 1987 розпочата дослідно-промислова експлуатація. Умови експлуатації свердловин на родовищі складні через АВПТ і високу корозійну здатність сірководню, що значно здорожчує продукцію. Генеральний проектувальник родовища — НДІ «ПівденНДІдіпрогаз». Ліцензія на видобуток природного газу на Астраханському газоконденсатному родовищі належить російській компанії ТзОВ «Газпром добыча Астрахань». Оператор родовища — ТзОВ «Газпром добыча Астрахань», 100 % дочірня компанія ВАТ «Газпром». У 1980-х роках створений на сировинній базі родовища газопереробний завод був орієнтований на виробництво сірки (цей завод вважався базовим підприємством в СРСР по виробництву сірки), але в останні роки, в зв'язку зі змінами цін на сірку на світовому ринку, підприємство планує перейти на виробництво метану і моторних олив. Станом на кінець 2009 року виробничі потужності АГПЗ становлять 12 млрд м³ газу і 4,16 млн т конденсату в рік. І це притому, що ТзОВ «Газпром добыча Астрахань» більш як за 20 років роботи на родовищі видобула не більше 10 % розвіданих запасів. Такі низькі темпи обумовлені значною глибиною залягання покладів ВВ (глибше 4000 м), складними умовами добутку (пластовий тиск 620 атм і пластова температура близько 120 °C) і високим вмістом агресивних і токсичних домішок, що вимагає підвищених заходів безпеки при добутку вуглеводневої сировини і робить неможливим подальше її використання без первинної очистки. Крім того, родовище розташовано в екологічно чутливому районі (басейн Волги). Через високий вміст токсичних компонентів в природному газі родовища «Газпром добыча Астрахань» посідає перше місце в області за обсягом викидів шкідливих речовин в атмосферу, а діючі в області квоти на викиди сірчистого ангідриду і вуглекислого газу практично вичерпані. До того ж застаріла технологічна база підприємства не дозволяє покращити ситуацію. Побічна продукція заводу — сірка (грудкувата, рідка і гранульована) постачається на хімічні підприємства України, Азербайджану, Італії, Румунії, Великої Британії, Індії, країн Африки. АГПЗ виробляє більше 10 % світового виробництва сірки. Однак у 2008—2010 роках на ринках збуту цього товару настала стагнація, позаяк виробництво випереджає споживання і виробникам необхідно шукати нові методи екологічно безпечного зберігання нереалізованих залишків продукції.
Крім цього родовища, в Астраханській області в 1990—1991 роках відкриті кілька нафтових родовищ — Правобережне, Єнотаївське, Верблюже, Харабалинське і газове Північно-Шаджинске, які очікують розробки.
Особливості буріння свердловин в межах родовища
Під час буріння свердловин в неогенових, палеогенових і крейдових відкладах, які залягають в широкому діапазоні глибин і містять високопроникні піски, пісковики і вапняки, відмічались поглинання бурового розчину при збільшені його густини до 1,34 г/см³. В нестійких аргілітоподібних глинах відбувались ускладнення стовбура свердловини, що пов'язані з обвалами стінок свердловини, сильне каверноутворення, утворення сальників, випучування глинистих порід з подальшим їх обвалом. Через це часто відбувались недопуски технічних колон до проектної глибини.
Особливу складність під час буріння представляє проходка сольової товщі, яка складена галітом з включеннями прошарків бішофіту, карналіту і сильвіну і нерівномірним чергуванням прошарків слабко зцементованих пісковиків, алевролітів, які схильні до інтенсивного спучування і обвалів, перем'ятих ангідритів з включеннями крупнокристалічного галіту, алевролітів, що швидко руйнуються в технічній мінералізованій воді і фільтраті бурового розчину, перетворюючись на мулисту масу.
У 2006 році український мільярдер Дмитро Фірташ (співвласник «Rosukrenergo») викупив у ВТБ 74,9 % акцій Астраханської нафтогазової компанії (власника родовища) і сподівався додати до них блок-пакет астраханської обласної адміністрації. Він переміг в обласному тендері і вже готовий був завершити оборудку, коли несподівано президент РФВ. В. Путін наклав пряме вето на продаж активів АНГК українському олігарху. У 2007 Фірташ був змушений повернути акції ВТБ, які згодом були передані Газпромбанку.
Астраханське газоконденсатне родовище — одне з кількох, яке було запропоноване російською стороною як базовий внесок в спільне підприємство Газпрому і Нафтогазу на зустрічі 26 листопада2010 року в Москві голови правління Газпрому Олексієм Міллером та міністра з питань палива і енергетики України Юрія Бойко.
Примітки
↑Гаврилов В. П., Голованова С. И., Тарханов М. И. Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным // Геология нефти и газа. — 2006. — № 6. — С. (рос.)
Багринцева К., Дмитриевский А., Бочко Р. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. / Под ред. К. Багринцевой. — M., 2010. — 264 с. ISBN 5-85952-126-Х (рос.)
Бембеев А. В., Пальткаев К. Э., Бембеев В. Э., Хулхачиев Б. С. Состав углеводородных флюидов подсолевых отложений юго-западной части Прикаспия // Геология нефти и газа. — 1997. — № 6. — С. (рос.)
Веренинова О. Г. Особенности распространения и накопления сереводородосодержащих газов на юго-востоке Восточно-Европейской платформы // Геология нефти и газа. — 1997. — № 5. — С. (рос.)
Воронин Н. И. Особенности строения и нефтегазоносность Астраханского свода: Тр. ВНИГНИ. — М., 1983. — Вып. 248. — С. 90-101. (рос.)
Гаврилов В. П., Голованова С. И., Тарханов М. И. Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным // Геология нефти и газа. — 2006. — № 6. — С. (рос.)
Гильберштейн П. Г., Каплан С. А., Макуркин Е. С., и др. Зональность емкостных свойств коллекторов Астраханского месторождения // Геология нефти и газа. — 1990. — № 7. — С. (рос.)
Дмитриевский А. Н., Баланюк И. Е., Каракин А. В., и др. Новые идеи формирования Астраханского газоконденсатного гиганта // Газовая промышленность. — 2002. — № 3. — С. 48-52. (рос.)
Кондратьев А. Н., Молодых Г. Н., Размышляев А. А. Особенности формирования Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. — 1982. — № 9. — С. (рос.)
Орлов В. П., Воронин Н. И. Нефтегазоносность девон-нижнекаменноугольного комплекса Астраханского свода // Геология нефти и газа. — 1999. — № 1-2. — С. (рос.)
Ровнин Л. И., Мизинов Н. В., Воронин Н. И. Открытие месторождения газа на Астраханском своде и задачи дальнейших поисково-разведочных работ // Геология нефти и газа. — 1977. — № 10. — С. 41-43. (рос.)
Соловьев Б. Д. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехла Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. — 1992. — № 8. — С. 12-19. (рос.)
Соловьев Б. А., Кондратьев А. Н., Обрядчиков О. С., Воронин Н. И. Прогноз нефтегазоносности глубоких горизонтов Астраханского свода Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. — 1996. — № 9. — С. (рос.)
