Введение 
 

     Уже два десятилетия на юге России, под Астраханью, разрабатывается  богатейшее в мире газоконденсатное месторождение. Оно уникально не только по размерам площади и величине запасов, но и по характеру сырья, в котором газ содержит до 26% сероводорода, а конденсат состоит из бензиновых, дизтопливных и незначительного количества мазутных фракций. К открытию этой гигантской кладовой углеводородов Россия шла долгие годы.

     Еще в начале нашей эры ресурсы  Нижнего Поволжья позволили предводителям  обитавших тут народностей создать мощное государство, сумевшее в V веке покорить половину Европы и достичь владений древнеримской империи. В VIII и IX веках киевские и черниговские князья располагали точными географическими картами устья Волги. Вещий Олег, Святослав и другие славянские вожди совершали сюда со своими дружинами походы за местными богатствами.

     Организованную  добычу минерального сырья - селитры, соли и пр. - впервые наладил здесь  Петр I.

     Позднее русские академики Паллас, Гмелин, Барбот де Марни, а далее Бэр и другие отечественные ученые пристально исследовали природные возможности края.

     В начале XX столетия из открытой выработки  на территории нашего города был получен  сухой горючий газ, который использовался  для нагревания воды.

     Первую  разведочную скважину в районе Астрахани геологи пробурили в 1946 году. Но лишь через десятилетие удалось обнаружить в области признаки нефти - на Разночиновской, Тинакской, Кири-килинской иеще нескольких площадях. Затем, спустя годы, была найдена Бешкульская промышленная нефтяная залежь.

     В 1976-м году поисковая скважина № 8, пробуренная на Астраханском своде  в заволжской степи, дала приток газа с дебитом более одного миллиона кубометров в сутки уже к 1987-му поднялся в полупустыне крупнейший в Европе газовый перерабатывающий комплекс.

     Астраханское  месторождение эксплуатируется  при строгом контроле за состоянием пластовой системы, что позволяет  с достаточной достоверностью прогнозировать ход отбора запасов и изменения  энергетической характеристики залежи. Внимательнейшим образом учитываются степень выработки пласта, величины компонентоотдачи, качество извлекаемого сырья, "поведение" залежи, в частности, колебания ее термобарических параметров. На основании складывающейся картины геологической службе и производственным подразделениям газопромыслового управления предлагаются конкретные меры по оптимизации режимов добычи. Регулярно изучаются динамика и состав флюида. На установке PVT были впервые определены предельное влагосодержание пластовых смесей и темп истощения продуктивных коллекторов.

     Предмет особой защиты - борьба с коррозией  промыслового и заводского оборудования, подвергающегося на АГКМ повышенной сероводородной и углекислотной  агрессии. Здесь важно всегда давать объективную оценку положения и  безошибочно выявлять причины случившихся и назревающих срывов. Так, определено, что факты отказа в некоторых звеньях технологических линий обуславливаются температурой абсорбента, скоростью потоков вещества, темпом эрозии металла, наличием в сосудах продуктов деградации аминов.

      1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного

     месторождения

     1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт

     Основным  назначением проектируемых скважин  является эксплуатация Астраханского  газоконденсатного месторождения.

     Залегание продуктивной части башкирского яруса среднекаменноугольного отдела ожидается в интервале глубин 3890-4100 м.

     Проектная глубина – 4100 м.

     Проектный горизонт – средний карбон.

     1.2 Характеристика разбуриваемой площади

     Площадь проектируемых работ расположена в левобережной части Астраханского свода, являющегося одним из крупнейших положительных тектонических элементов Прикаспийской впадины.

     Впервые Астраханский свод был установлен к  северо-западу г. Астрахани в результате гравиметрических исследований, производимых Нижне-Волжским геофизическим трестом в 1951 -1954 гг.

     В 1961 г. сейсморазведкой КМПВ было подтверждено наличие Астраханского свода  и получены сведения о глубине  залегания подсолевых отложений. С 1997 года Астраханской ГЭ начались сейсмические работы МОВ с непрерывным однократным профилированием, а затем МОВ ОГТ по детализации свода, в результате чего на различной поверхности карбонатных отложений башкирского яруса среднего карбона был закартирован ряд локальных поднятий различных размеров и амплитуд.

     Бурение на подсолевой палеозой также было начато в 1967 году (Степановская скв. №1). Начиная с 1970 года постепенно вводятся в бурение локальных поднятий с проектной глубиной 4500-5000 м. В  результате этих работ получены сведения о проектной глубине залегания подсолевых отложений, их вещественном составе, стратиграфической принадлежности коллекторский свойствах.

     Первые  промышленные фонтаны газа и конденсата были получены сначала в скв. №1 Аксарайской (1974 г.), аварийный фонтан, а затем  в скв. №5 Ширяевской (1976 г.) и №1 Воложковской (1977 г.).

     По  изогипсе – 7000 м. размер Астраханского  свода составляет 250х140 км и амплитуда  – 3000 м. В плане он имеет форму  сегмента, обращенного выпуклой частью в сторону Прикаспийской впадины. На юге он граничит по системе глубинных разломов с мегавалом Карпинского, относящегося к Предкавказской эпигерцинской платформе.

     Сводная часть описываемой структуры, занимающей более 60% ее общей площади, заметно  упрощена, т.е. Астраханский свод является структурой «столового» типа. Крутизна склонов незначительная, - 2-9⁰.

     С запада Астраханский свод граничит с  Сарпинским мегапрогибом. В северной направлении подсолевые отложения  резко погружаются во внутреннюю часть Прикаспийской впадины. Восточный  склон не оконтурен, он располагается  за пределами Астраханской области в Казахстане. В пределах большой части свода сейсмический горизонт П₂, приуроченный к размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса среднего карбона, залегают в пределах глубин 3900-4200 м.

     По  мнению многих исследователей, Астраханский свод разделен Волжским глубинным развалом на два блока: левобережный и правобережный. Однако в последнее время у некоторых геологов возникли сомнения в существовании Волжского разлома. На левобережном блоке наиболее интенсивно проявилась соляная тектоника, в то время как ее проявления на левобережном блоке наиболее характерно для северного и западного участков.

     На  основе формационного анализа, морфологических  особенностей структурных элементов, истории геологического развития, наличия региональных перерывов и угловых несогласий в осадочном чехле установлены два структурных этажа: нижний – подсолевой, сложенный толщей терригенных – карбонатных парод палеозойского возраста и верхний, кунгурского до четвертичного возраста включительно.

     Сложный характер тектонического развития Астраханского  свода обусловил формирование в  каждом структурном этаже различного типа локальных структур и приуроченных к ним ловушек нефти и газа.

     В надсолевом комплексе закартирован ряд локальных поднятий и солянокупольных структур по отложениям верхний перми, триаса, юры, мела, палеогена. Как правило, эти структуры незначительны по размерам и амплитудам.

     1.3 Лито-стратиграфический разрез скважин

     Каменноугольная система, Средний отдел (4100-3890 м.)

     Среднекаменноугольные отложения представлены преимущественно органогенным, оолитовым известняками, формирование которых происходило в прибрежных условиях. Характеризуются они первичной и вторичной пористостью. Открытая пористость составляет 5-16%, при среднем значении 10,1%, проницаемость изменяется от 98х10^-6 до 0,04 дарси, а трещинная от 18х10^-7 до 196х10^-5 дарси в нижней части разреза залегает пласт глин мощностью 5-7 м. Вскрытие среднекаменноугольных (продуктивных) отложений намечается на глубине 3890 м.

     Пермская  система, Нижний отдел (3890-2000 м)

     Отложения присутствуют в составе сакмаро-артинского и кунгурского ярусов.

     Сакмаро-артинские  отложения представлены в верхней  части известняками и долмитами  с прослоями аргиллотов, в нижней, преимущественно аргиллитами. Доломиты сильно глинистые, битуминозные, с многочисленными включениями органических остатков.

     В аргиллитах отмечается конкреции и  кристаллы пирита. Нерасчленность толщи  на ярусы связаны с неполнотой геологических сведений.

     Породы  крепкие, плотность их ориентировочно составляет 2,6 г/см³. В целом толща не является коллектором и служит достаточно надежной покрышкой для нижележащего продуктивного пласта. Вскрываются сакмаро-артинские отложения на глубине 3810 м. и имеют мощность 80 м.

     Породы  кунгурского яруса представлены сульфатно-галогеновыми образованиями.

     В верхней части разреза – чередование  пачек солей, ангидритов. В средней  части, занимающей две трети разреза, залегают соли с единтичными маломощными  просолями ангидритов. В нижней части  разреза в солях отмечаются пачки ангидритов, песчаников.

     Для частей разреза с просолями и  линзами терригенных парод характерных  зоны АВПД и распопроявления дебитом  от 4-6 м³/сут. до рапы различна и колеблется от 0,145 до 0,230 кгс/м² на 1 м. Ожидаемая глубина вскрытия кровли пород кунгурского яруса – 2000 м. Мощность пород яруса -1810 м.

     Интервалы залегания солей: 2075-2225 м., 2275-2435 м., 2475-2630 м., 2705-3025 м., 3045-3275 м., 3385-3535 м., 3600-3810 м.

     Мезозойская группа, Триасовая система, Нижний отдел (2000-1740 м.)

     Нижнетриасовые отложения сложены песчаниками, алевролитами, с преобладанием последних. Окраска пород различная, преимущественно красноцветная.

     По  коллекторским свойствам отложения  неравнозначны. Пористость их колебается от 5 до 20%.проницаемость – от единиц до нескольких сотен мд.

     Кровлю  триасовых отложений ожидает  встретить на глубине 1740 м. Предполагаемая мощность 260 м.

     Юрская  система, Средний отдел (1740-1440 м.)

     Породы  байоского яруса сложены в  нижней части разреза чередованием песчаников и глин с преобладанием песчаников. Мощность этой части разреза составляет 65 м. Верхняя часть разреза представлена толщей глин с 1-2 прослоями маломощных песчаников в середине толщи. Мощность ее достигает 235 м.

     Песченики обладает хорошими коллекторскими свойствами: пористность их составляет 20-25 %, проницаемость 150 – 300 мд. Вскрытие кровли юрских отложений предполагает на глубине 1440 м, мощность 300 м.

     Меловая система, Нижний отдел (1440-1100 м)

     В отложениях нижнего отдела выделяются породы аптского и альбского ярусов. Аптские породы представления в нижней части песчаниками, в верхней части – глинистыми. В отложениях альбского возраста наблюдается чередование песчаников, алевродитов и глин. Породы обладают средней крепостью: пористость их достигает 31%, проницаемость 1,1 Д.

     Породы  нижнего мела предполагается встретить  на глубине 1100 м. мощность 340 м.

     Верхний отдел (1100-810 м)

     Сложен  породами сеноманского, сантонского, кампанского  и маастрихтского ярусов. Сеноманский  ярус сложен глинисто-алевролитовыми образованиями с единичными прослоями мергелай и карбоновых глин.

     Коллекторские, фильтрационные свойства этих отложений  не изучались.

     Верзнемеловые отложения предположительно будут  вскрыты на глубине 810 м и будут  иметь мощность 290 м.

     Кайнозойская  группа, Палеогеновая система (810-560 м)

     Нерасчленные  отложения палеогенового возраста представлены преимущественно глинистыми образованиями. Вскрытие их предполагается на глубине 560 м., мощность 250 м.

     Неогеновая  система (560-100 м)

     Отложения акчагыльского и апшеронского ярусов верхнего отдела неогена представлены глинами с прослоями песка. Вскрытие их предпологается на глубине 100 м, мощность 460 м.

     Четвертичные  отложения (100-0 м)

     Четвертичные  отложения залегают с поверхности, представлены глинами, суглинками, супесями, песками и имеют мощность 100 м.

     1.4 Газонефтеносность

     Основной  продуктивной тощей на Астраханском газоконденсатном месторождении являются среднекаменноугольные карбонатные  отложения башкирского яруса. Промышленная их газоносность установлена в скв. №1 Аксарайской, скв.5, 8, 25, 26, 32 Астраханских. Максимальные дебиты газа до 1023,8 тыс. м³/сут через 28 мм диафрагму были получены из интервала 3936-3915 м скв №8 Астраханской. ГВК отбивается на абсолютных отметках минус 4073 м. состав газа: углеводород - 60,4% , сероводород -20,7%, углекислый газ - 17,9%. Начальный конденсатный фактор составляет 240-560 см³/м³.

     Начальное пластовое давление в интервале 4100-3990 м скв №5 Астраханская равнялось 61,74 МПа, пластовая температура в  скв. №3 Заволжская на глубине 4200 м составляла 110⁰С.

     Протоколом  ГКЗ по запасам при Совете Министров  СССР №9023 от 28 июня1982 г. утверждены балансовые запасы газа и компонентов Астраханского  ГКМ по категориям С₁ и С₂ левобережной и по категории С2 в правобережной частях месторождения. Решено считать развернутым до категории С1 часть Астраханского месторождения подготовленной к опытно-промышленной разработке.

     В скв. №1 Аксарайской из кровли известняков  башкирского яруса в инетрвале 3981-2994 м во время подъема инструмента  был получен приток газа с дебитом ориентировано 500 тыс. м³/сут.

     Газ имел следующий состав: метан – 58,18%,этан - 7,38%, пропан - 1,10%, бутан – 0, 64%,азот – 4, 05%, углекислый газ – 13, 18%, сероводород - 15,47%.

     В скв. №5 Ширяевской, расположенной в 5 км восточнее скв №1 Аксарайской, при опробовании известняков башкирского яруса в интервале 4100-4070 м., получен промышленный приток газа с конденсатором. Дебит газа на 13, 7мм штуцере составил 339 тыс. /сут., а абсолютно свободный дебит равен 838 тыс. /сут. Состав газа: метан -58, 86%, этан -1, 88%, пропан-0, 60%, азот-0, 91%, углекислый газ-11, 00%, сероводород-26, 6%. Относительный удельный вес-0, 8552.

     В интервале 4050-3995м дебит газа на 14, 8мм штуцере составил 375, 2 тыс. /сут. Состав газа: метан -61, 88%, этан-0, 62%, пропан-0, 34%, азот-1, 57%, углекислый газ-13, 2%, сероводород-22, 00%. Относительный вес-0, 8426(по данным севКав/Нии газа).

     В правобережной части Астраханского  свода в скв № I Воложковской пл., расположенной в 35 км к западу от СКВ.I. Аксарайской, из известняков башкирского яруса (интервал 4060-4085 м) получен приток газа с конденсатом, дебит которого через 10 мм. штуцер составил 175 тыс. м³/сут.

     В проектируемых скважинах согласно «Проекту опытно-промышленной эксплуатации Астраханского месторождения», разработанному институтом «ВНИИгаздобыча» (1977 г.), в котором представлен расчет эксплуатационных параметров и состава газа на усредненную скважину, начальный средний дебит газовой смеси из двух испытанных интервалов (скв. 5) составляет 470 тыс. м³/сут.

     Характеристика  газовой залежи дана в следующей  таблице.

Таблица 1. Характеристика газовой залежи

     Ожидаемые минимальные характеристики потока газа приняты следующими:

     - скорость на забое – 3,7 м/с

     - скорость на устье – 23,0 м/с

     - давление на устье – 48,9 МПа

     - пластовое давление – 63,1 МПа

     - устьевая температура – 50-60⁰С

     - пластовая температура – 109,2⁰С

     1.5 Гидрогеологическая  характеристика

     В геологическом разрезе выделяются следующие водоносные комплексы:

     1. Докунгурский

     2. Кунгурский

     3. Триасовый

     4. Среднеюрский

     5. Верхне-юрский-аптский

     6. Нижнеальбский

     7. Среднеальбско-верхнемеловой

     8. Палеогеново-неогеновый и четвертичный

     9. Некоторые комплексы: ввиду идентичности  гидрогеологической объединяются по два и более. В этом случае бывает несовпадение возрастных границ.

     Докунгурский  водоносный комплекс характеризуется  незначительными дебитами вод. Удельный вес вод каменноугольных карбонатных  отложений колеблется от 1,015 до 1,06 г/см³, преобладает 1,04 г/см³. Минерализация составляет 2391-3237 МГ-экв/л. Воды относятся к дирокарбонатно-натриевому типу. Характерной особенностью вод является наличие большого количества (до 60%) растворенного сероводорода.

     Из  сакмаро-артинских отложений нижней перми на Астраханском своде водопроявлений не отмечалось.

     Воды  кунгурского комплекса приурочены к терригенным прослоям, залегающим в толще солей. Эти воды представляют собой хлоркальциевые рассолы (рапу) удельным весом 1,26 г/см³. Дебиты этих рассолов (рапы) колеблются от 5 до 200 м³/сут. Высокодебитные притоки рапы крайне затрудняют проводку скважины.

     Триасовый комплекс. Дебит вод из отложений  этого комплекса обычно низки. В  целом воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого  типа. Удельный вес их составляет 1,19-1,22 г/см³, общая минерализация 5800-10800 мг-экв/л. Газонасыщенность варьирует в широких пределах от 50-100 до 800-1000 см³/л.

     Среднеюрский  комплекс. Дебиты вод из отложений  этого комплекса колеблются от единиц до 300 м³/сут. Удельный вес их изменяется от 1, 08 до 1, 11 г/см³, общая минерализация составляет 5200-7500 мг-экв/л. По химическому составу воды относятся к рассолам хлоркальциевого типа.

     Верхнеюрско-аптский  комлекс. Дебиты вод комплекса незначительные, не превышают 18 м³/сут. Минерализация вод невысокая 1800-2264 мг-экв/л. По химическому составу они относятся к хлоркальциевым.

     Нижнеальпский комплекс. Этот комплекс имеет повсеместное распространение. Дебиты вод на Астраханском своде из нижнего альба составляет 28,8-123 м³/сут. Удельный вес колеблется в незначительных пределах: от 1,05 до 1,08 г/см³. Общая минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв/л. Воды минерализация изменяется от 2300 до 5600 мг-экв/л. воды представляют собой рассолы хлоркальциевого состава.

     Среднеальбско-верхнемеловой комплекс. Этот комплекс приурочен к отложениям среднего и верхнего альба и карботаным отлоежниям верхнего мела. Дебиты достигают 8,5 м³/сут. Удельный вес 1,05 – 1,09 г/см³. Общая минерализация достигает 4629 мг-экв/л. Воды относятся к хлорциевому типу.

     Палеогеново-неогеновый комплекс приурочен к песчаным резервуарам. По составу воды комплекса хлорнатриевые. Общая минерализация их достигает 7-40 г/л. Воды напорные, при самоизливе и при откачке эрлифтом получены дебиты до 30 л./сек. Воды комплекса широко используются для хозяйственных целей, снабжения населенных пунктов и приготовления буровых растворов.

     Четвертичный  водоносный комплекс содержит водоносные горизонты, приуроченные к солям  песков алевролитов. Общая минерализация  достигает 1-30 г/л. Используются воды для хозяйственно-питьевых целей в крайне ограниченном количестве.

     1.6 Характерные особенности проводки  ранее пробуренных на 

     данном  участке скважин

     При проводке скважин в отложениях неогена, палеогена, мела, залегающих в широком  диапазоне и имеющих в своем составе проницаемые пески, песчаники и известняки, наблюдались поглощения и увеличении удельного веса свыше 1,34 г/см³. В отложениях, отложенных в основном неустойчивыми агримитоподобными глинами, происходят осложнения ствола, связанные с осыпями и обвалами, усиленные кавернообразования, сужения ствола скважины выпучивания пород и последующие обвалы их. В связи с этим отмечены недопуски технических колонн до проектной глубины.

     Особую  сложность в бурении представляет солевая толща, которая снабжена галитом с включениями пропластков бишофита, карналлита.и сильвинита и чередованием пропластков слабосцементированных песчаников, алевролитов, склонных к интенсивному вспучиванию и обвалам, перемятых ангидритов с включением крупнокристаллических солей , алевролитов, быстро разрушавшихся в технической минерализованной воде и фильтрате бурового раствора, превращаясь в илистую массу.

     Коагуляция  бурового раствора при вскрытии линзообразных  залежей пластовых вод (рапы) с  А В П Д проходит с падением удельного веса» вязкости и повышения водоотдачи. Происходит расслоение глинистого раствора с выделением свободной воды и выпадением твердой фазы в осадок.

     Из-за пересыщения пластовой воды (рапы) сонями при водопроявлениях выносятся  мелкие кристаллики соли, образуя в стволе скважины соляные пробки.

     Локальный характер водопроявлений (рапайроявяений) и результаты химического анализа  пластовых вод говорят о линзообразном  распрос-транении их залежей в межсолевых отложениях.

     Данные  по paпопроявленим явлениям с А В  П Д говорят о том, что привязать залежи рапы к каким-либо определенным глубинам и отложениям кунгурского яруса не представляется возможным, что по-видимому связано с различным проявлением соляного тектогенеза.

     Обращает  на себя внимание ограниченным дебит  пластовой воды (4-6 м3/сут) и сравнительно быстрое падение дебита при "Разрядке" скважин, работающих с большими дебетами.

     Аномальность  пластовых давлений линзообразных  залежей рапы различна и составляет от 0,145 до 0,233 кгс/см на I м.

     Большие трудности встречаются при проводке скважин, когда они попадают в линзообразную залежь с А В П Л, близким к горному с дебитом, : превышающим 12 - 15 м/сут.

     Проводка  скважин в отложениях карбона (башкирский ярус) осложняется газопроявлениями с АВПД и повышенным содержанием сероводорода в газах, пластовой воде и породах. Отмечены прихваты бурильного инструмента за счет давлений в системе пласт-скважина и коагуляционного воздействия сероводорода на глинистый раствор.

     1.7 Температурная характеристика разреза

     Геотермическая характеристика Астраханского месторождения получена в результате изучения геотермального градиента по скв.I. Пионерской, где он равен: 500-1000 м. – 3, 34⁰С, 1000-1500 м. – 2,5⁰С, 3000 – 3500 м. – 2,04⁰С. Среднее его значение равно 2,9⁰С/100м. В подсолевых отложениях градиент равен 0,75⁰С/100 м.

     Это подтверждает замеры температур, пластовые  температуры по стратиграфическим  комплексам будут равны:

     - неогеновые + четвертичные отложение  – до 23,3⁰С.