В составе филипповского горизонта  кунгурского яруса, представленного карбонатно-сульфатными отложениями, выделяется несколько пачек переслаивания доломито-ангидритовых пород с прослоями и линзами аргиллитов, алевролитов и песчаников.

     Верхняя часть кунгурского яруса, относимая к иреньскому горизонту, сложена мощной толщей солей (преимущественно в левобережной части) или бессолевым разрезом (в правобережной части). Толщина кунгурских образований колеблется в широких пределах (от первых десятков и сотен метров в бессолевых мульдах, до 1200 – 3250 м и более на соляных куполах).

     Внутри  солей наблюдаются линзовидные  сульфатно-терригенные  породы, толщиной до 200 м (скв.45А, соляной купол Азау) и 338м (скв. 12А, соляной купол Ахтубинский).

     Интересный  соляной тектогенез повлиял на распределение и полноту разрезов отложений надсолевого комплекса (верхне-пермские и мезокайнозойские, преимущественно терригенные отложения, перекрытые пластом современных осадков).

1.3.2.  Тектоника.

     Центральное доминирующее положение в пределах Астраханского свода занимает валообразное одноименное поднятие, оконтуренное по поверхности  башкирских отложений  стратоизогипсой минус (-) 4200 м, с которым связано рассматриваемое месторождение.

     Кровля  башкирского резервуара имеет сложную  морфологическую поверхность, отражающую как предпермские, так и последующие (вплоть до современных) структуро-формирующие  движения: определенную роль играли, возможно, эрозионные процессы;  уплотнение под воздействием геостатических нагрузок нижезалегающих глин карбона; рецессия (низкое состояние уровня моря), подводные течения и т.д. Ундуляция современной результирующей поверхности (по материалам сейсморазведки и редкой сетки разведочных скважин) обычно не превышает 50-70 м тогда как на участке эксплуатационного разбуривания установлены более значительные колебания, достигающие на коротких расстояниях 120 – 200 м. По данным бурения и сейсморазведки МОГТ (Ю.В.Терновой, 1993г.)  в левобережной, наиболее приподнятой части залежи выявлено 37 локальных поднятий и прогибов, с унаследованным или инверсионным характером развития. Так, большая часть центральной приподнятой зоны (ЦПЗ), оконтуренная стратоизогипсой минус 3940 м, имеет инверсионное развитие.

     Интенсивный соляной тектогенез, нефтегазопроявления над основной газовой залежью, наличие эпигенетического битума (глубинного происхождения, скв.1А) в продуктивных отложениях, наконец, инверсионные движения последних, - все это предполагает, наличие тектонических нарушений на АГКМ. Однако, более менее достоверные нарушения (с амплитудами 100 – 600м) выявлены только на северо-востоке и юго-западе Астраханского сводового поднятия.

     Многочисленные  прямые и косвенные признаки нарушений  указывают на их, вероятно, особый –  откольный тип, выделяемый А.И.Петровым (1992г.): по форме чашеобразные, определенного радиуса кривизны, возникающие под действием волн напряжения и парагенетически связанные с глубинными очагами дилатансии (разуплотнения). Откольно - разрывные нарушения могут явиться прекрасной дренажной системой.

     В последнее время, по материалам палеогеоморфологического, палеотектонического анализов и переинтерпретации данных сейсморазведки МОГТ (с использованием новых программ), выявляются различные типы геологических неоднородностей, связываемые с тектоническими нарушениями и зонами дробления:

• сквозные тектонические нарушения, формирующие блоки;
• внутриформационные тектонические нарушения (сбросы, взбросы, надвиги, покровы - шарьяжи);
• зоны дробления (внутри блоков) в виде многочисленных сопряженных или систем кулисообразных разломов, смещенных по простиранию.

     Амплитуда большинства нарушений составляет от 25 до 115м, т.е. меньше или сопоставимо  с толщиной продуктивной частью башкира.

     Для дальнейшего  изучения вопроса о  разрывных нарушениях, представляющих собой, как зоны повышенной проводимости, так и газогидродинамические  барьеры, предусматривается проведение специальных исследований.

1.3.3. Нефтегазоносность.

     Нефтегазопроявления в процессе проводки скважин получены по всему вскрытому разрезу отложений чехла.

     В отложениях нижнего карбона установлена  небольшая газовая залежь на Заволжской площади (приток газа в скв. 3-3ав из алексинского горизонта) с глубины 4740м, установлено наличие эпигенетического битума. На площади АГКМ нижне каменноугольные отложения,  вскрытые в скважинах 15П, 55А, 7А, 51А и др., показали неблагоприятное с точки зрения коллекторов развития фаций (плотные заглинизированные известняки). Новые данные эксплуатационного бурения (скв.623, 404 и др.) в приосевой (южной) части АГКМ показали наличие коллекторов в верхней части нижекаменноугольных отложений (в законтурной, водоносной части), что открывает определенные перспективы для доразветки залежи.

     Глинисто-кремнистые карбонатные битуминозные отложения  ассельско-артинского возраста характеризуются активным газопроявлением в процессе бурения и газопоказаниями по  газовому каротажу.

     Нефтезагопроявления в филипповских отложениях связаны с сульфатно-карбонатной пачкой в нижней части разреза; ее толщина от 50м на юго-западе до 30м на северо-востоке. Промышленного притока не получено.

     По  ГИС в разрезе выделяются 2 доломитово-известняковых пласта, разделенных ангидритами, реже прослоями сульфатно-карбонатных пород: верхний, толщиной от 0м (на западе) до 5м (на востоке, в Левобережье); нижний, толщиной 12-20м в восточной части. Коллекторные свойства  верхнего пласта изменчивы: пористость от  3-6% до 10%, нижнего – от 2,6% до 6,5%.

     Нефтегазопроявления в нижней части триасовых отложений установлены в скв.23 – Ахтырская и площади Ширяевской мульды; их отличием является скопление бессернистых газов и нефтей, приуроченных к стратиграфически экранированным (кольцевым) ловушкам. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,5-3м, открытая пористость 15%.

     Уникальная  по размеру (110 х 40 км, этаж газоносности более 350 м) и компонентному составу газа, т.н. «башкирская»  газоконденсатная залежь АГКМ, доминирует в центральной части Астраханского поднятия,  имея специфические проявления (вторичные залежи) и в вышележащих отложениях. Само существование уникальной по запасам и компонентному составу пластовой смеси (наличие сероводорода в больших концентрациях) залежи с АВПД возможно только при наличии благоприятных геологических условий: невыдержанность по площади и разрезу ФЕС пород-коллекторов, надежность покрышки, закрытый характер водонапорной системы при наличии АВПД и высоком содержании кислых газов в подошвенных водах, - наконец недавнее время формирования залежи.

     Наличие АВПД компрессионного типа в залежи филипповского горизонта, с коэффициентом  аномальности пластового давления 1,9 – 2,0 – превышающим аномальность  основного башкирской газовой залежи, равную 1,54 – указывает на изолированность резервуаров на современном этапе.

     Состав  пластовой смеси. Исследования компонентного  состава пластового  газа по разведочным  и эксплуатационным скважинам Астраханского  месторождения проводились СевКавНИИгазом, АНИПИгазом, ВНИИгазом, НВНИИГГ.

     Концентрации  отдельных компонентов в пластовой  смеси изменяются по площади Астраханского  месторождения в широких пределах:

     Метан - от 44,3 до 66,0% мольн;

     Этан    от 1,04 до 4,35%мольн.;

     Пропан  от  0,37 до 1,61% мольн;

     Бутаны  от 0,33 до 1,05% мольн.;

     Углекислый  газ от 11,9 до 21,5% мольн.;

     Азот  – от 0,18 до 1,15% мольн;

     Сероводород от 16,1 до 31,7% мольн.;

     Пентаны + вышекипящие углеводороды от 140 до 300 г/м³.

     Анализ  результатов исследований и построение карт изоконцентрации позволили выявить некоторые закономерности распределения основных компонентов по площади месторождения.

     В северо-западной части месторождения  выделяется участок, характеризующийся  повышенным содержанием тяжелых  углеводородов, а также кислых компонентов (сероводорода и углекислого газа) и пониженной концентрации метана, что связано с наличием тектонического нарушения.

     Относительно  плавное изменение концентрации различных компонентов  по площади  указывает на существование газодинамической связи в пределах залежи.  В  отдельных  зонах с уплотненными линиями равных концентраций газодинамическая связь затруднена.

     Для составления покомпанентного баланса добываемой продукции по УППГ и месторождению в целом учитываются практически все основные компоненты пластовой смеси, включая меркаптаны, сероокись углерода, воду, гелий, незначительно влияющие на фазовые превращения в пласте из-за их относительно малой концентрации.

1.3.4. Гидрогеологическая  характеристика и  термобарические  условия разреза.

     В гидрогеологическом плане Астраханское месторождение располагается в  юго-западной части Прикаспийского артезианского бассейна, в разрезе  которого выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой и подсолевой. Данные  этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями гидрохимии подземных вод. Надсолевой этаж находится в условиях инфильтрационного режима. Источником  пластовой энергии подземных вод надсолевых отложений являются гидростатические напоры, возникающие за счет различия гипсометрического положения областей питания и разгрузки (котловина Каспийского моря, долины рек Волги, Ахтубы).

     В формировании гидродинамических условий  надсолевого мезокайнозойского этажа большую роль играет солянокупольная тектоника: с одной стороны, соляные гряды нарушают сообщаемость коллекторов на отдельных участках и затрудняют региональную миграцию пластовых вод; с другой стороны, многочисленные  разрывные нарушения на солянокупольных структурах благоприятны  для вертикальных перетоков пластовых вод.

     Гидродинамика подсолевой водоупорной системы определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления. Водообмен обусловлен продолжающимися в настоящее время процессами эммиграции вод из центральной части Прикаспийской впадены к бортовым дислокациям.

     В подсолевых отложениях, к которым приурочена газоконденсатная залежь, вскрыты и опробованы водоносные комплексы нежекаменноугольных отложений – визейский ярус – и среднекаменноугольных – башкирский ярус, представляющие собой единую гидрогеологическую систему.

     В гидрогеологическом отношении наиболее полно изучены отложения башкирского  возраста.

     Водонапорная  система АГКМ имеет следующие  особенности:

1. Существование АВПД, превышающего гидростатическое на 40-50%.
2. Сложная гидрогеологическая обстановка: наличие в каменноугольных отложениях вод трех типов: хлоркальциевого – на Долгожданной и Астраханской площадях, хлормагниевого – на Пионерской и гидрокарбонатнонатриевого – на  Светло-Шаринской площадях.
3. Состав растворенных газов пластовых вод почти полностью представлен кислыми компонентами и метаном.

     Для оценки режима работы залежи привлечены результаты промысловых и гидрогеологических исследований скважин. Отмечены незначительные дебиты пластовых вод по некоторым  скважинам, что  свидетельствует  о низкой активности водонапорной системы. Внедрение подошвенных вод в  залежь пока не наблюдается. По результатам  геофизических исследований контрольных  скважин 83Н, 102Н, 314, 316 положение ГВК  находится на первоначальном уровне. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2. Специальный раздел.

     2.1. Детальная характеристика  пласта.

     2.1.1. Литологический и  гранулометрический  состав пород.

     Сложность геологического строения, активно проявившийся соляной тектогенез обусловили развитие различных литологических комплексов (подсолевой, соленосный и надсолевой). Подсолевой комплекс включает девонские, каменноугольные и  нижнепермские докунгурские отложения.

           Девонские отложения  в свете современных  представлений  являются самыми древними отложениями  осадочного чехла на Астраханском ГКМ  и своде.