Астраханское газоконденсатное месторождение

Министерство образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский Государственный Горный Университет

 

 

Реферат

 

 

По дисциплине:     Топливно-энергетические ресурсы РФ_____________________  

                                   (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

 

Астраханское газоконденсатное месторождение

 

 

 

 

Выполнил: студент  гр.НГ-10-2               ______________            / Манджиев А.Е./

                                                                                                             (подпись)                                        (Ф.И.О.)  

 

 

 

ОЦЕНКА: _____________

 

Дата: __________________

 

ПРОВЕРИЛ:

 

Руководитель:   ассистент кафедры ГРМПИ       _______________          /Новикова В.Н./

                                               (должность)                                                          (подпись)                                            (Ф.И.О.)

 

 

 

Санкт-Петербург

2011

 

Содержание

 

Введение	3
1. Геологическое  строение Астраханского газоконденсатного месторождения	4
1.1 Назначение  скважин, проектная глубина и  проектный горизонт	4
1.2 Характеристика  разбуриваемой площади	4
1.3 Лито-стратиграфический  разрез скважин	5
1.4 Газонефтеносность	7
1.5 Гидрогеологическая  характеристика	8
2. Нефтегазоностность	9
3. Астраханское газоконденсатное  месторождение (АГКМ)	13
Вывод	19
Список литературы	20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

На сегодняшний день сырьевую базу Астраханской области составляют около 20 крупных разведанных месторождений нефти, газа и конденсата на материковой части и на континентальном шельфе российского сектора Каспийского моря (см. карту). По оценкам экспертов, в области сосредоточено 96% углеводородных запасов всего Южного федерального округа. В разработке находятся всего три месторождения — газоконденсатное Астраханское, газовое Промысловское и нефтяное Бешкульское.

Добыча ведется главным образом на крупнейшем в европейской части России Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ). Его запасы оцениваются как минимум в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн т конденсата.  
Месторождение было открыто в 1976 году, и уже через пять лет для его разработки был создан Астраханский газовый комплекс, центром которого стал Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ).

 В настоящее время  мощность завода составляет 12 млрд  кубов газа и чуть более 4 млн  т нефти и газового конденсата  в год. При этом основной разработчик  АГКМ, компания "Газпром добыча  Астрахань" (до февраля 2008 года  — "Астраханьгазпром"), более чем за 20 лет работы на месторождении извлекла не более 10% разведанных запасов.[3]

Столь низкие темпы обусловлены целым рядом факторов. Прежде всего, большой глубиной залегания углеводородов (более 4 км), сложными условиями добычи (пластовым давлением 620 атмосфер и пластовой температурой порядка 120°C) и повышенным содержанием токсичных примесей, что требует повышенных мер безопасности при добыче сырья и делает невозможным его дальнейшее использование без его первичной очистки. Кроме того, месторождение располагается в экологически чувствительных зонах (бассейн Волги).

Из-за высокого содержания кислых компонентов в добываемом газе — около 12-16% углекислого газа и 24-26% сероводорода — "Газпром добыча Астрахань" занимает в области первое место по объему выбросов вредных веществ в атмосферу, а действующие в области квоты на выбросы сернистого газа и углекислоты практически исчерпаны. Технологическая база предприятия пока не позволяет решить эту проблему.

Побочный продукт деятельности АГПЗ — сера (комовая, жидкая, гранулированная) — поставляется на химические заводы Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Англии, Индии, стран Африки. Однако в ближайшее время на этом рынке может наступить стагнация, так как производство опережает по объемам потребление. Мировыми производителями этого сырья, в том числе и АГПЗ, на который я в общей сложности свыше 10% мирового серы, придется искать способы экологически безопасного хранения нереализованных излишков продукции.

 

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.[6]

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.[5]

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.

 

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.

 

2. Нефтегазоностность

 

По современным прогнозным оценкам подсолевой структурно-тектонический комплекс отложений содержит наибольшие ресурсы нефти и газа. На территории юго-западной части Прикаспийской впадины признаки нефтегазоносности комплекса установлены в пределах Астраханского свода в широком возрастном интервале от среднего девона до нижней перми. Во вскрытом глубоким бурением подсолевом разрезе можно выделить три региональных нефтегазоносных комплекса: среднедевонско-нижнефранский, верхнефранско-нижневизейскийи верхневизейско-башкирский [7].

В терригенной части разреза среднедевонских отложений скважины Девонская 2 отмечено активное газопроявление с глубины 6518 м. По промыслово-геофизическим данным отмечается наличие маломощных проницаемых пропластков песчаников с пористостью 11-16 % и известняков с пористостью до 10 %. Предполагается,что покрышкой для коллекторов комплекса могут служить перекрывающие их глинисто-алевролитовые отложения живетского яруса среднего девона. На данном этапе изученности характер насыщения и степень продуктивности среднедевонско-нижнефранских отложений не выяснены и нуждаются в дальнейшем исследовании.

Верхнефранско-нижневизейский комплекс представляет собой мощную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Впервые признаки нефтегазоносности комплекса установлена на Астраханском своде в Володарской скв.2. В процессе бурения скважины при забое 5961 м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/ м3 (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 31 0С. В скв. Правобережная 1 были опробованы в процессе бурения верхнедевонские карбонатные отложения в интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. по результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом 142 тыс. м3/ сут.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет преимущественно органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артинского возраста. Промышленная нефтегазоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газоконденсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Долгожданная, Правобережная и другие.

Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств по площади и глубине, высоким содержанием кислых компонентов. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы обладают пористостью 6-15 %, их проницаемость меняется от 0,01*10-3 мкм2 до 42,2 *10-3 мкм 2. Среднее содержание сероводорода в пластовой смеси составляет 24%, углекислого газа 12,5 %.

Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластово-, либо линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический интерес представляет нижняя часть разреза, сложенная сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления , а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти. Первые нефтепроявления получены в Пионерской скв.1, Воложсковской скв.1, Заволжской скв.3. Прямые признаки нефтегазоносности в виде незначительных межколонных притоков нефти, разгазирования бурового раствора, повышенных показаний по газовому каротажу или пропитанному нефтью керна получены в разведочных скважинах 1,8,14,16,26,32,43, а также в 23-х эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ. При опробовании филипповских отложений максимальный приток газа дебитом 120 тыс.м 3/ сут и нефти дебитом 100 м 3/ сут на 8 мм диафрагме получен из эксплуатационной скважины 313, несколько меньший приток - из скажины 431. Плотность нефти в разных скважинах колеблется от 812 кг/ м3 до 945 кг/м3. Среднее содержание парафина – 9 % , серы - 0,83 %, смол - 9,8%, асфальтенов – 0,3%. Пористость пород –коллекторов по данным акустического каротажа 3-6 %, редко достигает 11%.

В иреньской соленосносной толще межсолевые терригенно- сульфатные прослои и линзы, как правило, заполнены рапой с низкой газонасыщенностью, часто находящейся под аномально высоким пластовым давлением. Тем не менее и в них выявлены признаки нефтегазоносности в различных районах Прикаспийской впадины. Промышленный приток нефти их терригенно-сульфатного пласта в толще соли получен на площади Кенкияк в восточной части впадины. На площадях Каскыртау, Тамдыколь и Буранная каменная соль по трещинам и пустотам содержала жидкую нефть. В теле Индерского соляного купола в шахтах на глубине 300 м по трещинам отмечено поступление жидкой нефти плотностью 847- 858 кг/ м3 , а в скважинах с этой же глубины происходили кратковременные одноразовые выбросы горючего газа. На Астраханском ГКМ небольшие притоки бессернистого газа из терригенно-сульфатных межсолевых прослоев в нижней части толщи получены при равнопроявлениях в эксплуатационных скважинах 86 и 262.

На сводах отдельных соляных куполах установлена нефтегазоносность сульфатно-терригенных отложений кепрока в кровельной части пермской соленосной толщи. По составу газ близок к газу из отложений триаса Чапаевского месторождения. Подток газа в сводовую часть Алексеевского купола, видимо, идет из более погруженной зоны выклинивания отложений нижнего триаса в 3-4 км севернее

Продуктивность надсолевого комплекса установлена открытием большого количества месторождений нефти и газа на всей территории Прикаспийской впадины, особенно в ее южной части. В пределах юго-западной части впадины основные продуктивные горизонты объединяются в кунгурско-триасовый и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы.

В Прикаспийской впадине известно более 25 нефтяных и газовых месторождений, в которых продуктивны отложения триаса и верхней перми. На площади исследований непромышленные притоки газа из верхнепермских отложений получены на Бугринской и Заволжской площадях.

При бурении и испытании эксплуатационной скв. 59 АГКМ из красноцветных песчаников в толще верхней перми в интервале 3693-3758 получен приток нефти дебитом 18 м3/ сут через 4 мм. штуцер. Нефть малосернистая, парафинистая, лёгкая (плотностью 820 кг/м3), без признаков сероводорода.

По техническим причинам не удалось изучить параметры пластов и геометрию залежи. По данным промыслово-геофизических исследований отмечаются высокие коллекторские свойства пород пористость 16-33% и проницаемость 15x10-3 мкм2. По результатам глубокого бурения, в верхнепермской молассоидной пестро цветной толще отмечается ограниченное распространение пород-коллекторов в виде отдельных прослоев и линз песчаников и алевролитов, часто выклинивающихся и фациально замещающихся глинами.

Основным продуктивным горизонтом кунгурско-триасового комплекса на изучаемой площади являются нижнетриасовые отложения, характеризующиеся наибольшей выдержанностью коллекторов и покрышек на значительной территории. Продуктивные пласты представлены пористыми разностями песчаников и алевролитов пористостью от 3 до 23%, проницаемостью до 0,15 мкм2, приуроченных к ветлужской и баскунчакской сериям. залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные, небольшие по размерам и запасам. Покрышкой для залежей служит толща баскунчакских глин.

Промышленные притоки газа получены на Бугринском, Северо-Шаджинском, Шаджинском, Совхозном, Пустынном, Чапаевском месторождениях. В центральной части Астраханского свода газопроявления из триасовых отложений, экранируемых склонами соляных куполов, отмечены в разведочной скважине 12А и эксплуатационной скважине 58.