Гидрогеологическая стратификация Астраханского свода

Одним из наиболее перспективных участков Прикаспийской впадины в отношении нефтегазоносности, по мнению ряда исследователей, является ее юго-западная часть, включающая в себя северные районы Астраханской области, Калмыкию и шельфовую зону Каспийского моря.

Характерными тектоническими особенностями осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской впадины выступают активно проявившийся соляной тектогенез (рисунок ниже), наличие мошной толщи соленосных отложений нижней перми, которая представляет собой региональный флюидоупор и разделяет разрез на надсолевой и подсолевой гидрогеологические этажы, резко различающиеся по гидрохимическим и гидродинамическим параметрам. Мощность соленосной толщи колеблется от первых метров (в бессолевых мульдах) до 8 км в сводах соляных куполов (по данным сейсмики). Гидрогеологические этажи включают в себя ряд водоносных комплексов и горизонтов. В пределах Астраханского свода в осадочном чехле выделяются до 18 водоносных горизонтов и комплексов, разделенных региональными и зональными водоупорами.

Геологический разрез по линии Южно-Астраханская-16 — Еленовская-2

Подсолевой гидрогеологический этаж включает в себя водоносные комплексы нижнего терригенного, терригенно-карбонатного среднего и верхнего девона, нижнекаменноугольный терригенно- карбонатный, среднекаменноугольный карбонатный, литолого-стратиграфические комплексы общей мощностью более 2000 м. Подсолевой гидрогеологический этаж содержит высокоминерализованные воды — рассолы с минерализацией 60-150 г/дм³ хлоридно-кальциевого типа (рисунок ниже). Водоносные комплексы этого этажа характеризуются застойным элизионным режимом, наличием АВПД, высокой газонасыщенностью вод и повышенным содержанием в них микрокомпонентов. Здесь развиты практически бессульфатные воды, седиментогенного и литогенного генезиса. В подсолевом этаже четко выделяются две гидрохимические инверсии: 1) в разрезе нижнепермских отложений; 2) на границе нижнепермских и среднекаменноугольных.

Схематическая гидрогеологическая карта подсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины

1 — газовый состав, %; 2 — тектонические элементы; 3 — изогипсы поверхности подсолевых отложений, м; 4 — изоминеры;

5 — зона развития углекислых вод; 6 — зона развития метановых вод; 7 — значение приведенного напора, м; 8 — зона развития

АВПД; 9 — зона развития сероводородосодержащих вод; 10 — разведочная плошадь, ее название; дроби: справа — в числителе

минерализация (г/л), в знаменателе натрий-хлорный коэффициент; слева — в числителе газонасыщенность вод (см³/л), в знаме-

нателе — коэффициент газонасыщенности (Р_нас/Р_пл)

Основные нефтегазоводоносные комплексы связаны с девонскими, каменноугольными и сакмарско-артинскими отложениями. В Прикаспийской впадине в этих отложениях открыты такие месторождения-гиганты, как: Тенгизское, Астраханское, Карачаганакское, Жанажольское, Карпенское, Оренбургское и др. Накопление мощных толщ солей и осадочных пород мезокайнозоя способствовало длительным процессам выжимания высокогазированных вод и УВ в прибортовые части впадины. Поток седиментационных вод во внутренней части впадины направлен к бортам, где в зоне прибортовых разломов происходит их внутриформационная разгрузка. Водорастворенные газы представлены метаном, сероводородом, углекислым газом, реже азотом (О.И. Серебряков, 1979, 1990, 2012).

Коэффициенты аномальности давлений в подсолевых отложениях колеблются в пределах 1,4-1,8 (рисунок ниже). Наличие высоких температур и АВПД в подсолевых девонских отложениях подтверждает весьма застойный режим, благоприятный для формирования и сохранения залежей УВ (таблица ниже).

В последние годы в юго-западном секторе Прикаспийской впадины впервые выполнены гидрогеологические исследования девонских отложений, которые дали ценную геологическую и гидрогеохимическую информацию. Аналоги этих отложений в различных частях Прикаспийской впадины более детально изучены ранее.

График аномально высоких пластовых давлений в Прикаспийской впадине

Динамика изменения пластовых давлений и температур девонско-каменноугольных отложений Астраханского свода

Наименование площади	Интервал, м	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, °С
Девонская	6500	130	178
Правобережная	5630	77,8	163
	4241	61,7	110
АГКМ	4000	61,0	110-120
Еленовская	4180	64,9	107
Центрально-Астраханская	4113	59,5	112

Водовмещающими породами девонского водоносного комплекса служат терригенные и терригенно-карбонатные коллекторы среднего девона, карбонатные коллекторы верхнефранско-фаменских и визейско-серпуховских отложений. Непроницаемыми флюидоупорными покрышками являются глинистые толщи внутри массива горных пород либо очень плотные известняки и доломиты (как на скважине Володарской-2).

Для терригенных коллекторов характерны сообщающиеся пустоты и трещины, через которые происходит фильтрация флюида. На пористость и проницаемость влияют форма, размеры, отсортированность зерен и тип цементирующего вещества. В случае небольших изменений процентного соотношения песчаных и глинистых фракций происходит существенное изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Продуктивность коллекторов девонско-каменноугольного возраста Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП) подтверждена на Тенгизском, Королевском, Оренбургском и Карачаганакском месторождениях-гигантах.

Водоносные комплексы подсолевого массива контролируются региональными сульфатно-галогенными покрышками; одновременно в разрезе существует ряд внутренних локальных покрышек, которые в свою очередь являются локальными флюидоупорами и литологически представлены глинисто-аргиллитовыми и плотными карбонатными разностями.

В присводовой части Астраханского поднятия пробурена параметрическая скважина Девонская-2 до глубины 7003 м. Сегодня единственная скважина в районе, вскрывшая эмсский ярус нижнего девона (D₁e), толщина отложений которого составляет 230 м. Литологически комплекс пород представлен терригенными разностями, в основном песчаниками пористостью до 15%.

Из девонского комплекса отложений в скважине Девонская-2 при испытании получен слабый приток бессернистого метанового газа, состоящего на 99,48% из метана (С₂Н₆ 0,28%, С₃Н₈ 0,23%), с отсутствием сероводорода, что свидетельствует о наличии газовой залежи в этом интервале разреза. Надежной покрышкой для залежей УВ в отложениях, слагающих терригенно-карбонатный девон, является мощная глинистая толща старооскольского подгоризонта живетского яруса.

При бурении скважины Правобережной площади из карбонатов франского яруса девона получен приток пластовых вод с низким газовым фактором и дебитом 3,6 м³ /сутки на диафрагме диаметром 20 мм. Для вод характерно высокое содержание кальция 2,6— 4,6 г/дм³, магния 0,5 г/дм³ , йода 12,5 мг/дм³, брома 39,6 мг/дм³, пониженное содержание сульфатов 0,4 г/дм³и повышенное содержание гидрокарбонатов 3,05 г/дм³, сероводорода 1113 мг/дм³, коэффициент метаморфизации (rNa/rCl) — 0,88-0,90, газонасыщенность 1101— 1635 м³/м³.

Вверх по разрезу скважины Правобережная-1 минерализация вод и концентрации основных компонентов практически не изменяются. Так, вода дебитом от 220—350 м³/сутки, полученная из интервалов 5520-5526 м, 5548—5560 м, имеет тот же хлоридно-кальциевый тип, минерализацию от 113 до 121,5 г/дм³, плотность 1059-1067 кг/м³. Катионы представлены: калием и натрием от 39,1 до 40,5 г/дм³, кальцием 3,3-3,5 г/дм³, магнием 0,45-0,84 г/дм³, анионы: хлором 67,3— 72,9 г/дм³, сульфатами 0,1-0,45 г/дм³, гидрокарбонатами 0,7—1,37 г/дм³. Водорастворенные газы представлены сероводородом (60-70%, или 654-2511 мг/м³), диоксидом углерода (24—28%), метаном (3-7%) с подчиненным количеством азота и относятся к сероводородно-углекислометановому типу (по классификации В.П. Ильченко). Пластовое давление на глубине 5481 м составило 76,5 МПа.

В направлении к северо-восточному склону Астраханского свода воды верхнедевонского комплекса имеют практически идентичный химический состав и минерализацию. Проба вод, отобранная в скважине Табаковская-1, имеет минерализацию 120,5 г/дм³, плотность 1082 кг/м³, коэффициент метаморфизации (г Na/r Cl) 0,93. Флюидоупорами для данного комплекса служат глинистые образования (аргиллиты и глинистые известняки) имеющие зональное развитие (Ашунская-1, Девонская-2).

В юго-восточной прибортовой части Прикаспийской впадины на площади Жанасу из аналогичного комплекса отложений получены воды (интервал 2120—2160 м) с минерализацией 173 г/дм³ хлоридно-кальциевого типа, а на северо-западном борту развиты воды с минерализацией 200 г/дм³и повышенной сульфатностью. В направлению к южной, восточной и юго-восточной частям впадины минерализация воды уменьшается от 290—250 г/дм³ (площадь Каратон, скважина 7) до 158 г/дм³ (скважина Королевская-13). Воды характеризуемого комплекса Астраханского Прикаспия отличаются от таковых северной и западной частей Прикаспийской впадины (таблица ниже).

Гидрогеологические параметры водоносных девонских отложений

Наименование площади	Глубина опробования, м	Возраст (стратиграфический индекс) и литология отложений	Дебит воды, м³/сут
Бозоба Северная, Восточная часть	5373-5210	C₁v-D₃	634,0
Каратон, южная часть	4486-5518	C₁v—D₃, карбонаты	1,8-396
Жанасу, юго-восточная часть	2163-2120	D₃, гравелиты	н/д
Чинаревское, юго-восточная часть	4633-4699	D	10-21
Каинсайская, северная часть	6427-6495	D₂b	4,56
Каинсайская, северная часть	6112-6176	D₃fm	5-24
Королевское, северная часть	5196-5250	D	—
Карачаганак, северная часть	5311-5322	C₁t-D₃fm	До 49
Черная Падина, северо- западная часть	5855-5856	D₃f₂sm карбонаты	228
Табаковская, юго-западная часть	5685-5262	D₃fm, низкопроницаемый известняк	Незначи тельный приток
Володарская, юго-западная часть	5961	D₃fm,низкопроницаемый известняк	Устье
Правобережная, юго-западная часть	5630-5618 5520-5526	D₃fm, глинистые доломиты, известняки	120-350
Девонская, юго-западная часть	6677-6692	D₃fm, низкопроницаемые терригенно- карбонатные отложения	3,0

Наиболее изученны водоносные горизонты среднего и нижнего карбона (C₁V-s—С₂b). По емкостно-фильтрационным свойствам толща карбонатных пород нижнего и среднего карбона может рассматриваться в качестве резервуара с коллекторами порового, трещинно-порового и трещинного типов, среди которых установлены пласты известняков с пористостью от 6 — 12 до 28 %.

Из-за нарушенности палеозойских отложений на отдельных участках появляется высокая трещинная проницаемость. Так, в карбонатной толще трещинная проницаемость пластов-резервуаров на Ашунской площади достигает 2 мкм². Роль локальных (зональных) флюидоупоров внутри мощной толщи визейско-башкирского возраста могут выполнять плотные карбонатные прослои однородного строения с микритовой или шламовой структурами без видимых открытых трещин. Покрышкой комплекса могут быть плотные глинистые известняки михайловско-веневского возраста и терригенно-карбонатные отложения серпуховского возрастов, которые развитые на ограниченной территории. Относительно выдержанным является пласт аргиллитов и глинистого известняка в основании михайловского горизонта. В направлении к северному склону свода его толщина уменьшается, и в районе скважин Астраханская-1, Володарская-2, Северо-Астраханская-1 он практически отсутствует (Казаева, 2004).

В скважинах Георгиевской площади при опробовании северо- кельтменских отложений получен пульсирующий приток вод с нефтью и газом дебитом жидкости 0,4—1,2 м /сутки пластовое давление составило 65,6 МПа, пластовая температура 116 °С. В скважине Николаевская-200 получены притоки пластовых вод дебитом до 436 м³/сутки, что свидетельствует о высокой водообильности данного комплекса отложений.

Водовмещающими породами водоносного комплекса C₁V-s — С₂b являются пористые, кавернозные, трещиноватые известняки, которые сформировались на инфильтрационном этапе визейского времени и разделяются плотными разностями карбонатных пород и аргиллитов, снижающих емкостные свойства водоносного комплекса. Дебиты самоизливающихся скважин изменяются от 0,7 до 350 м /сутки. Комплекс, наиболее полно изученный в пределах Астраханского свода, вмещает воды хлоркальциевого типа, слабо метаморфизованные (rNa/rCl от 0,53 на северном склоне до 0,94 на южном), слабосульфатные (rS0₄ * 100/rCl — 0,2—0,26), низкоминерализованные. По площади Астраханского свода отмечается колебание минерализации нижнекаменноугольных вод от 57,9 г/дм³ в скважине Краснохудукская-1 (южная правобережная часть свода) до 150 г/дм³ (северный и юго-западный склоны свода). Воды характеризуются плотностью от 1047 до 1063 кг/м³, высокой газонасыщенностью (10 290 - 17 500 м³/м³). В составе водорастворенных газов преобладают сероводород от 20 до 55%, углекислый газ 11—89%, метан 20-30%, азот 0,4-5%. Фоновая минерализация вод нижнекаменноугольного комплекса в Прикаспийской впадине составляет 102 г/дм³ (Ильченко, 1998).

Водоносный комплекс среднего карбона вскрыт большинством скважин в пределах Астраханского свода. Водовмещающими породами комплекса служат низкопроницаемые известняки башкирского яруса, слагающие резервуар Астраханского ГКМ. Притоки вод из этого комплекса получены в большинстве скважин Астраханского ГКМ, на Центральном Астраханском ГКМ (дебит воды от 7— 31,3 м³/сутки); в скважине Табаковская-1 (расчетный дебит в условиях испытания составил 17,6 м³/сутки); в скважине Правобережная-1 Западно-Астраханского ГКМ (дебит воды 21,5 м³/сутки); в Долгожданная-2 (дебит 350 м³/сутки) с большим содержанием растворенного газа, который на устье скважины выделялся в свободной фазе в довольно значительных по объему пачках.

← Северо-Каспийский наложенный артезианский бассейн

Нефтегазоносные бассейны II типа →