Нефтегазоносность. 
Сравнительный анализ газовых месторождений Приамударьинской области Туркменистана

В Приамударьинской области разрабатываются газоконденсатные месторождения: Ачакское, Гугуртли и Наип. Восточный район области объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе.

Краткая характеристика залежей

Ачакское месторождение

Ачакское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км от г. Ургенича. В геологическом строении месторождение принимает участие средне и верхнеюрские отложения, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Структура представляет собой крупную антиклиналь, простирающуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры складки 25Ч8 км. Северо-западное крыло структуры осложнено тектоническими нарушениями. Ачакское месторождение многопластовое. Промышленные залежи газа выявлены в отложениях нижнего мела, верхней и средней юры. Меловые и юрские отложения представлены песчаниками с прослоями глин-алевролитов.

Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 1450 — 2200 м. Общая мощность отдельных горизонтов от 15 до 75 м. Начальное пластовое давление изменялось по глубине от 166 до 231 кгс/см², температура от 74 до 92є С. Газ продуктивных пластов Ачакского месторождения можно характеризовать как углеводородно-метановый с небольшим содержанием двуокиси углерода и азота (таб. 1). Содержание этих компонентов растет с глубиной продуктивных пластов. Наибольшее количество азота до 3 — 4% и двуокиси углерода до 0,6% содержится в IX и X горизонтах верхней юры.

С глубиной увеличивается и содержание гомологов метана. Сероводород в газах отсутствует. Содержание стабильного конденсата в газах Ачакского месторождения колеблется от 14 до 30 см³/м³.

Таблица 1 — Составы газов (%) продуктивных пластов Ачакского месторождения [4].

Средний состав газов нижнемеловых и юрских отложений показаны в таблице № 2.

Таблица 2 — Характеристика газов меловых и юрских отложений Ачакского месторождения [4].

На месторождении Ачак газ обрабатывают на установках низкотемпературной сепарации и осушки газа диэтиленгликолем.

Товарный газ, поступающий с промыслов в газопровод, имеет следующий состав: %.

Рисунок 6. Гистограмма 1 — Показатели товарного газа по Ачакскому месторождению.

Природные газы месторождения Ачак могут характеризоваться двумя средними составами: один состав объединяет газы II, III, IV и V горизонтов нижнемеловых отложений; а другой — IX и X горизонтов юрских отложений.

Плотность газа по воздуху 0,600, теплота сгорания, ккал/м³; низшая — 8360, высшая — 9260, число Боббе, ккал/м³, 11 955. [4].

Рисунок 7а — Геологический разрез Ачакского месторождения [11].

Условные знаки: 1 — скважины; 2 — изогипсы в м; контуры газоносности: 3 — внешний, 4 — внутренний; 5 — линия тектонического нарушения; 6 — газовые залежи; 7 — непроницаемые прослои.

Рисунок 7б — Структурная карта Ачакского месторождения по кровле V горизонта [10].

Месторождение Гугуртли

Газоконденсатное месторождение Гугуртли расположено в 165 км к северо-западу от г. Чарджоу. Гугуртлинское поднятие имеет северо-западное простирание и сложено осадочными породами палеогена, мела и юры.

Верхняя юра мощностью до 360 м представлена карбонатными отложениями, нижнемеловые отложения мощностью до 500 м — глинистыми образованиями с пластами песчаников и прослои известняков. Верхнемеловые отложения мощностью 920 м в основном сложены песчаниками и алевролитами.

Промышленная газоносность месторождения Гугуртли связана с большим стратиграфическим комплексом отложений и прослеживаются от средней части верхней юры до нижней части альбского яруса нижнего мела (Рис. 8б). В этой толще сверху вниз выделяются продуктивные горизонты (табл. 3) [5].

Таблица 3 — Характеристика продуктивных горизонтов Гугуртлинского месторождения [7].

Наибольшая по объему газоконденсатная залежь приурочена к XV — XVI горизонтам, залегающим на глубине 1910 — 2256 м и сложенным преимущественно известняками.

Газы продуктивных пластов меловых отложений однородны по углеводородному составу, содержат небольшое количество двуокиси углерода и азота, в них отсутствует сероводород.

Составы газов в отложениях юры отличаются от состава газов меловых отложений несколько большим содержанием двуокиси углерода (до 1,5%), наличием сероводорода (до 0,2%) и неоднородностью углеводородного состава, содержание гомологов метана возрастает с глубиной залегания залежей. Наибольшее их количество (до 12 — 12,5%) содержится в газах III горизонта.

В газах VII и VIII горизонтов содержится и больше азота — до 5%. С глубиной увеличивается и содержание конденсата, наибольшее количество которого (до 20 см³/м³) обнаружено в газах нижнемелового XVIII горизонта (таб 4).

Таблица 4 — Характеристика газов продуктивных пластов месторождения Гугуртли [10].

Рисунок 8а — Структурная карта по кровле XV горизонта [2].

Условные знаки: 1 — контур газоносности; 2 — газ.

Рисунок 8б — Геологический разрез месторождения Гугуртли (по данным треста «Туркменнефтеразведка»)

Месторождение Наип

Месторождение Наип расположено в 50 км к югу-востоку от месторождения Ачак, приурочено к поднятию, имеющему вид антиклинальной складки северо — северо-восточного.

Газоносность на этом месторождении установлена в отложениях верхней юры и нижнего мела, в которых выделено 13 продуктивных горизонтов. Горизонты IIa, IIб, III приурочены к песчаникам апта; горизонты IVв, V, Va — к неокому, VI, VII, VIII, IX и X — к карбонатным коллекторам верхней юры.

Характеристика продуктивных горизонтов приведена ниже (табл.5). Состав газов месторождения Наип приведен в табл.6.

Таблица 5 — Характеристика продуктивных горизонтов месторождения Наип [4].

Таблица 6 — Состав пластового газа (%) месторождения Наип [4].

Восточный район объединяет три группы газовых месторождений, открытых в районе г. Чарджоу: Фараб, Сакар, Самантепе. В районе г. Кушка — Ислим: Карачоп и в районе Мары — Байрамалы: Майское, Шарапли, Шатлык, Кели, Еланское.

Промышленно газоносны в рассматриваемой группе месторождений терригенные коллекторы карабильской свиты нижнего мела и подсолевые карбонатные отложения верхней юры.

Залежи газа установлены также в верхнемеловых и нижнеюрских отложениях.

1 — изогипсы в м; 2 — внутренний контур газоносности; 3 — внешний контур газоносности.

Рисунок 9 — Структурная карта по кровле Va горизонта месторождения Наип (по данным объединение Туркменгазпром)

Месторождение Фараб

Месторождение газоконденсатное, расположено в непосредственной близости от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке с амплитудой более 500 м.

Газоносными на месторождении являются подсолевые отложения верхней юры, сложенные трещиноватыми известняками келловея — оксфорда и характеризуются низкой проницаемостью. Выявление газовые залежи расположены на большой глубине 2345 — 2381 м. Пластовое давление в залежи 241 кгс/см², температура 94єС.

На этом месторождении из подсолевых отложений в интервале глубин 2542 — 2623 получен слабый приток нефти.

Газы газоконденсатной залежи месторождения Фараб имеют следующий состав (%):

СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

90,3 4,5 1,0 0,2 0,22.

i-C₅H₁₂ n-C₅H₁₂ C₆H₁₄+высшие N₂ CO₂

0,1 0,12 0,3 1,0 2,3.

Рисунок 10. Гистограмма 2 — Показатели товарного газа по месторождению Фараб.

Месторождение Сакар

Месторождение Сакар расположено в 20 км к югу-востоку от г. Чарджоу, приурочено к брахиантиклинальной складке размером 20×18 км. Газовая залежь выявлена в известняках, верхнеюрских отложениях. При опробовании интервале 2640 — 2690 м получен промышленный приток газа, в котором высокое содержание сероводорода до 1%, двуокиси углерода до 2%, низкое содержание азота 0,5% (табл.7).

В газах ниже залегающих горизонтов значительно большое содержание гомологов метана и азота (табл.7).

Таблица 7 — Состав газа месторождения Сакар (%) [11].

Рисунок 11. Гистограмма 3 — Составы газов месторождения Сакар

Месторождение Самантепе

Месторождение расположено в 70 км юго-восточнее г. Чарджоу. Самантепенская структура приурочена к западной части Денгизкульского вала и представляет собой крупное пологое овальное поднятие западно — северо-восточного простирания. Разрез осадочного чехла представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и неоген четвертичными отложениями.

Промышленная газоносность обнаружена в подсолевых карбонатных отложениях верхней юры. Газовая залежь XV горизонта сводовая, массивная приурочена к трещиноватым известнякам келловея — оксфорда. Полная мощность продуктивной толщи известняков 395 м. Глубина залегания продуктивного горизонта 2300 — 2500 м, пластовое давление 276 кгс/см², температура 98єС. В XV горизонте отмечено наличие признаков нефти как в газовой, так и водонасыщенной частях залежи.

Газ месторождения Самантепе метановый, концентрация других углеводородных компонентов в газе резко снижена по мере увеличение их молекулярной массы; так, содержание пропана не превышает 0,5%, бутана 0,2%, пентана 0,1%.

Характерной особенностью газов месторождения Самантепе является высокое содержание сероводорода — 3,2% и двуокиси углерода — до 6%. Содержание азота не превышает 1%, конденсата около 10 см³/м³.

Составы газов верхнеюрских отложений (XV) горизонт однородный в пределах всей мощности продуктивной толщи (табл.8), концентрации компонентов смеси мало изменяются в пределах залежи и их можно характеризовать средним составом (%) приведенным ниже.

СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

88,3 2,3 0,38 0,08 0,07.

i-C₅H₁₂ n-C₅H₁₂ C₆H₁₄+выше N₂ CO₂ Н₂S.

0,05 0,04 0,1 0,5 5 3,2.

Плотность по воздуху — 0,649, теплота сгорания, ккал/м³: низшая — 7740, высшая — 8580.

Таблица 8 — Состав газов (%) месторождения Самантепе.

По товарным характеристикам эти газы являются высококалорийными типично углеродными. Использование газа для газоснабжения возможно лишь при извлечении из них сероводорода (как продукта для получения товарной серы) осушки их для надежного транспорта газа без выделения балластной примеси двуокиси углерода.

Рисунок 12. Гистограмма 4 — По составу газов месторождения Самантепе.

Рисунок 13 — Схема расположения месторождений (месторождения выделены красным треугольником внутри контура) [12].

Рисунок 14 — Нефтяная система и оценка единиц АмуДарьинского бассейна [12].