Книжная полка Сохранить
Размер шрифта:
А
А
А
|  Шрифт:
Arial
Times
|  Интервал:
Стандартный
Средний
Большой
|  Цвет сайта:
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц

Геология, география и глобальная энергия, 2012, №3 (46)

Покупка
Основная коллекция
Артикул: 449399.03.99
Геология, география и глобальная энергия, 2012, №3 (46)-Астрах.:Астраханский государственный университет,2012.-209 с.[Электронный ресурс]. - Текст : электронный. - URL: https://znanium.com/catalog/product/423363 (дата обращения: 28.03.2024). – Режим доступа: по подписке.
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов. Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в ридер.
ISSN 2077-6322

АСТРАХАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ASTRAKHAN STATE UNIVERSITY

АТЫРАУСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

ATYRAU OIL AND GAS INSTITUTE

ВОРОНЕЖСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

VORONEZH STATE UNIVERSITY

КАЛМЫЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

KALMYK STATE UNIVERSITY

КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

KUBAN STATE UNIVERSITY

ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

SOUTHERN FEDERAL UNIVERSITY

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

SARATOV STATE UNIVERSITY

УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК 

ИНСТИТУТ ОКЕАНОЛОГИИ им. П.П. ШИРШОВА РАН
ESTABLISHMENT of RUSSIAN ACADEMY OF SCIENCES 

INSTITUTE of OCEANOLOGY named after SHIRSHOV of Russian Academy of Science

МЕЖДУНАРОДНАЯ АКАДЕМИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ

INTERNATIONAL ACADEMY OF MINERAL RESOURES

Журналу 11 лет

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОГРАФИЯ
И ГЛОБАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

GEOLOGY, GEOGRAPHY

AND GLOBAL ENERGY

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

2012. № 3 (46)

В соответствии с решением Высшей аттестационной комиссии журнал «Геология, 

география и глобальная энергия» включен в Перечень ведущих рецензируемых научных 
журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты 
диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук

Материалы XI Международной научно-практической конференции

Materials of XI International scientific praсtiсal conference

Издательский дом «Астраханский университет»

2012

The Publishing House "Astrakhan University"

2012

ББК 95:2
Г35

Рекомендовано к печати редакционно-издательским советом

Астраханского государственного университета

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОГРАФИЯ И ГЛОБАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

№ 3 (46)

Редакционный совет

д-р геол.-минерал. наук, проф.,

проректор Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова

В.Т. Трофимов (г. Москва),

член-корреспондент РАН, директор Гидрохимического института

А.М. Никоноров (г. Ростов-на-Дону);

д-р геол.-минерал. наук, проф. В.М. Швец (г. Москва),

д-р техн. наук, проф., академик РАЕН В.Я. Авилов (г. Москва),

д-р геол.-минерал. наук, проф. С.С. Бондаренко (г. Москва),

д-р геогр. наук, проф. Ю.В. Ефремов (г. Краснодар),

д-р геол.-минерал. наук, проф. Л.М. Зорькин (г. Москва),

д-р техн. наук, академик МАИЭС Ю.В. Колотилов (г. Москва),

д-р геогр. наук, проф. Б.И. Кочуров (г. Москва),

д-р геол.-минерал. наук, проф. С.С. Кумеев (г. Элиста),

д-р геогр. наук, проф. Н.М. Новикова (г. Москва),

д-р геол.-минерал. наук, проф. К.Е. Питъева (г. Москва),
д-р геол.-минерал. наук, проф. Г.И. Потапов (г. Москва),

канд. геол.-минерал. наук, доц. О.М. Севастьянов (г. Оренбург),

д-р геол.-минерал. наук, проф. Э.С. Сианисян (г. Ростов),

д-р геол.-минерал. наук, проф. В.Н. Синяков (г. Волгоград),

д-р геогр. наук, проф. В.М. Смольянинов (г. Воронеж),

д-р геол.-минерал. наук, проф. В.А. Соловьев (г. Краснодар)

Главный редактор

д-р геол.-минерал. наук, проф. О.И. Серебряков

Заместитель главного редактора
д-р геогр. наук, проф. А.Н. Бармин

Редакционная коллегия

Ева Хакер – проф., д-р Ганноверского университета, председатель

Германского общества инженеров, Германия;

Маркарт Герхард – проф., д-р Федерального научно-исследовательского института леса,

природных катастроф и ландшафта, начальник отдела водных ресурсов, Австрия;

Д.М. Мурзагалиев – д-р геол.-минерал. наук, проф., Казахстан;

С.Ф. Бакирова – д-р геол.-минерал. наук, проф., Казахстан;

А.М. Никаноров – чл.-корр. РАН, директор Гидрохимического института, Россия;

А.А. Чибилев – чл.-корр. РАН, директор Института степи РАН, Россия;

Г.С. Резенберг – чл.-корр. РАН, директор Института Волжского бассейна РАН, Россия;

К.Н. Кулик – акад., д-р сельхоз. наук, Россия;

В.И. Попков – зам. гл. ред., д-р геол.-минерал. наук, проф. Кубанского

государственного университета;

Ю.В. Алтуфьев – проф. Астраханского государственного университета

Ан.О. Серебряков – ст. преподаватель

Астраханского государственного университета (ответственный секретарь)

Журнал основан в январе 2001 года

Журнал выходит 4 раза в год

Все материалы, поступающие в редколлегию журнала,

проходят независимое рецензирование

© Астраханский государственный университет,
Издательский дом «Астраханский университет», 2012

ГЕОЛОГО-СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ КАРБОНАТНЫХ 

РЕЗЕРВУАРОВ ЮГА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Мурзагалиев Дюсен Мурзагалиевич, доктор геолого-минералогических 

наук, профессор

Атырауский институт нефти и газа
060009, Казахстан, Атырау, пр. Азаттык, 1
Е-mail: aing-atr@nursat.kz

Карбонатные резервуары Прикаспийской впадины содержат уникальные по за
пасам скопления нефти, газа и конденсата. В них открыты Тенгизское, Имашевское, Астраханское, Карачаганакское, Жанажольское и Кашаганское нефтегазоконденсатные месторождения. 

Ключевые слова: Прикаспийская впадина, резервуары, нефть, газ, конденсат.

GEOLOGICAL MODEL DEPOSITIONAL CARBONATE 

RESERVOIR SOUTH CASPIAN BASIN

Murzagaliev Dusen M., D.Sc. in Geology and Mineralogy, Professor

Atyrau Institute of Oil and Gas
1 Azattyk ave, Atyrau, Kazakhstan, 060009
E-mail: aing-atr@nursat.kz 

Carbonates tanks of the Near-Caspian hollow contain unique on stocks of a conges
tion of oil, gas and a condensate. In them are open Tengiz, Imashevsk, Astrakhan, Karachaganak, Ganagolsk and Kashagansk oil and gas and condensate deposits.

Key words: the Near-Caspian hollow, Tanks, Oil, Gas, a Condensate.

Введение

На юго-восточной периферии впадины подсолевой карбонатный ком
плекс простирается вдоль северного склона Южно-Эмбинского инверсионного поднятия. Комплекс сложен породами нижнего, среднего, верхнего карбона и нижней перми общей толщиной до 1500 м. Промышленные притоки 
нефти получены на площадях Бекбулат и Сазтобе. Мелководные карбонатные комплексы бортового обрамления во внутреннюю сторону впадины испытывают постепенное утонение и в глубь осадочного бассейна замещаются 
терригенными осадками глубоководного типа. 

Сейсморазведкой 2D детально изучен восточный склон Астраханского сво
да, выраженного тектоноседиментационным уступом, амплитудой до 1 км.
Сиквенс – сейсмостратиграфический анализ сейсмического волнового поля –
позволил выделить по периметру уступа серии локальных рифовых тел биогермного генезиса. На одном из них открыто Имашевское газоконденсатное 
месторождение.

Метод исследования и основные результаты

Геолого-седиментационная модель карбонатных резервуаров региона 

рассматривается на примере Тенгизского нефтяного месторождения, наиболее полно изученного методом 3D-сейсморазведки и глубокого бурения.

На юге впадины верхневизейско-нижебашкирский карбонатный ком
плекс формирует массивные резервуары, объединяемые в единую ТенгизКашаганскую карбонатную платформу. Формирование ее связано с геодинамическими процессами, развивавшимися в позднепалеозойское время. Кроме 
одноименных, в состав карбонатной платформы входят карбонатные массивы 
Пустынный, Тажигали, Каратон, Королевский, Кайран и Актоты (рис. 1).

К началу девонского времени Тенгиз-Кашаганская карбонатная плат
форма в составе южной части Прикаспийской впадины представляла собой 
единый окраинный морской бассейн. К концу раннего девона вследствие общего погружения района здесь формировался обширный внешний шельф [1]. 
Это обусловило седиментацию терригенных и карбонатных осадков умеренной толщины, заложивших начало образования карбонатно-терригенной эйфель-раннефранской шельфовой плиты. 

Эйфельско-раннефранский этап эволюции знаменуется погружением 

всей рассматриваемой области, где происходило повышенное осадконакопление с богатым органическим веществом толщиной до 1500 м. Позднефранское время явилось началом зарождения Тенгиз-Кашаганской карбонатной 
платформы.

Окско-башкирский этап развития района существенно отличается от 

предшествующего по характеру седиментации и по месту локализации карбонатных массивов. Важной особенностью этого периода является значительное усложнение структуры девонско-ранневизейских карбонатных массивов.

Рис. 1. Тенгиз-Кашаганская карбонатная платформа

Нефтяное месторождение Тенгиз по запасам углеводородов и фильтра
ционно-емкостным характеристикам относится к категории гигантских. Залежь 
нефти 
приурочена 
к 
карбонатному 
массиву 
верхнедевонско
среднекаменноугольного возраста. Высота залежи достигает 1600 м, коэффициент аномальности пластового давления составляет 1,8. Латеральными 
флюидоупорами являются глубоководные глинисто-карбонатные отложения. 
Роль покрышки для залежи нефти выполняют сульфатно-галогенные породы 

Геология, география и глобальная энергия. 2012. № 3 (46)

5

кунгурского яруса толщиной 465–1655 м. По особенностям строения, литолого-фациальным характеристикам разновозрастных отложений и изменению 
фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в различных частях разреза 
продуктивные толщи резервуара разделены на 3 объекта разработки. В разрезе продуктивной толщи установлено три типа коллекторов: поровый, трещинный и трещинно-каверново-поровый. Породы сложены преимущественно органогенно-обломочными известняками. Залежь массивная, высотой 
1548 м. По данным геофизических исследований, водонефтяной контакт 
установлен на отметке 5415 м. Особенностью строения Тенгизского карбонатного массива является ограниченность сверху и по периферии непроницаемыми соленосными породами – покрышками, что исключает возможность 
заполнения его за счет латеральной миграции при формировании месторождения [1]. Разрез карбонатных отложений включает два нефтегазоносных 
комплекса: нижний, верхнедевонско-средневизейский, и верхний, верхневизейско-среднекаменноугольный. Они разделены толщей глинистых известняков и аргиллитов тульского возраста (50–100 м). Нижний карбонатный комплекс представлен сгустково-комковатыми органогенно-обломочными и 
биоморфными известняками. Разрез карбонатных отложений в сводах поднятий наращивается за счет преимущественного накопления верхнего карбонатного комплекса, представленного кавернозно-трещинными известняками 
биогермного типа. Они обладают наиболее высокими емкостными свойствами. Геологическая интерпретация данных сейсморазведки 3D позволила 
установить пространственное распределение петрофизических параметров 
разреза. Поисково-разведочными скважинами на месторождении Тенгиз подтверждена повышенная пористость (7–12 %) и нефтегазонасыщенность (80–
90 %) биогермных тел. В сейсмическом волновом поле они выражены адинамичной хаотической записью. Обладают улучшенными петрофизическими 
характеристиками и высокими фильтрационно-емкостными свойствами [2].

По данным сейсморазведки и глубокого бурения, в строении осадочного 

чехла месторождения Тенгиз выделяется три структурных этажа: подсолевой, 
соленосный и надсолевой. Объектом исследования явился докунгурский (подсолевой) структурный этаж. Исходными данными при составлении сейсмогеологоседиментационной модели Тенгизского карбонатного резервуара служили результаты сейсмической съемки 3D и данные глубоких скважин. На основе комплексной интерпретации сейсморазведочных, каротажных, керновых и биостратиграфических данных были выделены 3 седиментационные части карбонатного 
резервуара: сводовая, периферийная (бровки) и фланговая (рис. 2).

Бровки
Свод
Бровки

Рис. 2. Геологическая модель месторождения Тенгиз

Тенгизский карбонатный резервуар, как и другие остальные структуры 

единой Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, формировался на общем, преимущественно терригенном основании нижне-среднедевонского 
возраста. Докунгурские отложения по сейсмогеологическим особенностям 
подразделяются на нижеуказанные сейсмокомплексы.

1. Нижнюю часть осадочного чехла слагает терригенный сейсмоком
плекс нижне-среднедевонского возраста. В сейсмическом волновом поле выражен субпараллельными отражающими горизонтами. Подошва сейсмокомплекса органичена отражающим горизонтом F.

2. Эйфельско-нижнефранский сейсмокомплекс представлен чередовани
ем морских карбонатно-глинистых битуминозных и терригенных отложений 
толщиной 1200–1400 м. В сейсмическом волновом поле выражен регулярнослоистой толщей с плоско-параллельными отражаюшими границами. Подошва комплекса ограничена сейсмическим горизонтом П3. 

3. Верхнефранско-нижнетурнейский сейсмокомплекс сложен карбонат
ными породами позднефранско-фаменского возраста, толщиной до 2300 м. 
Породы представлены преимущественно вакстоунами и пакстоунами с тонкими прослоями комковато-сгустковых отложений. Они формировались в 
условиях весьма мелководной сублиторали во внутренней платформенной
части в периоды регрессии морского бассейна. В нефтегазоносном отношении продуктивные толщи этого сейсмокомплекса являются III нефтегазогеологическим объектом. По кровле продуктивной толщи свод резервуара оконтуривается изогипсой -5450 м. Максимальная амплитуда его достигает 
400–450 м. Размеры резервуара равны 20 × 13 км, что несколько шире, чем по 
более молодым сейсмокомплексам. Углы падения карбонатных пород во 
фланговых частях уменьшаются до 10–14°. В северной части свода максимальная толщина III нефтегазогеологического объекта составляет 450–500 м. 
В периферийных частях установлена относительно повышенная его толщина.

4. Турнейско-нижневизейский сейсмокомплекс. Осадки этого сейсмо
комплекса рассматриваются как нерасчлененная толща водорослевых известняков позднедевонско-ранневизейского возраста. Продуктивные толщи разреза составляют II нефтегазогеологический объект. К подошве его приурочен 
сейсмический горизонт Д. Отложения сейсмокомплекса формировались в 
пределах мелководных шельфовых равнин с нормальной соленостью вод и 
умеренным гидродинамическим режимом в условиях трансгрессии моря. Отложения состоят из скелетов криноидных пакстоунов и грейнстоунов толщиной до 350 м. Характерно, что по поверхности II нефтегазогеологического 
объекта четко выраженные поднятия у бровки периферийной части не выделяются. Плоский свод замыкается на глубине 4600 м. Амплитуда его составляет 900 м. Граница карбонатных фаций установлена на глубинах 5200–5300 м.
Наибольшая толщина сейсмокомплекса в области плоского свода равна 650–
700 м и к периферийной части резервуара уменьшается до 300–100 м. 

5. Окско-башкирский сейсмокомплекс представлен мощной (до 1100 м) 

толщей карбонатных пород нижнего и среднего отделов каменноугольной 
системы. На флангах резервуара наблюдается значительное сокращение толщины до 400 м. В нефтегазоносном плане является I нефтегазогеологическим 
объектом. Подошва сейсмокомплекса выражена сейсмическим горизонтом. 
Кровле его соответствует сейсмический горизонт, который отделяет вышезалегающий нижнепермский комплекс отложений.

Геология, география и глобальная энергия. 2012. № 3 (46)

7

Для карбонатных отложений характерна слабоинтенсивная и нерегуляр
нослоистая запись. Граница распространения карбонатных коллекторов четко 
отбивается по резкой смене характера волнового поля и резкому уменьшению толщин коллекторов. По этим сейсмофациальным признакам уверенно 
картируется контур распространения карбонатного комплекса. По поверхности башкирских отложений (кровля I продуктивного объекта) резервуар 
представляет собой высокоамплитудную изометричную структуру. По изогипсе -5000 м размеры его равны 22 × 23 км. Свод поднятия плоский и под 
углом около одного градуса наклонен к юго-западу. Плоский свод резервуара 
залегает на глубине 4100–4200 м. Крылья структуры крутые, с углами наклона 20°. Периферийные части свода у бровки склона осложнены цепочкой локальных поднятий амплитудой 100–200 м. Они охватывают северную, северо-восточную и северо-западную части платформенной области. Важно отметить, что такого рода малоамплитудные поднятия на юге и юго-западе отсутствуют. Максимальная амплитуда резервуара по кровле башкирского яруса достигает 1100 м. Кровля коллектора I объекта в восточной части залегает 
на отметках 5000–5300 м, а в западной части структуры на глубине 
5200–5500 м. Толщина карбонатных коллекторов I объекта в различных частях резервуара различная. В пределах плоского свода величина ее составляет 400–450 м. В северной и восточной частях бровки и склона она возрастает 
до 650–850 м. Породы окско-башкирских карбонатов наращивали все ранее 
существовавшие бровки периферийной части свода. Они сложены карбонатно-глинистыми относительно глубоководными фациями. 

6. Нижнепермский подсолевой сейсмокомплекс залегает со стратиграфи
ческим несогласием на разновозрастных отложениях каменноугольного возраста. Литологически представлен чередованием аргиллитов, мергелей, известняков и доломитов микрозернистых и шламовых. Отложения характеризуют генетический тип сравнительно глубоководных образований. Подошва 
сейсмокомплекса маркируется сейсмическим опорным отражающим горизонтом П2. Кровля сейсмокомплекса уверенно коррелируется П1 отражающим
горизонтом, приуроченным к подошве соленосного комплекса. Окончательно 
современный облик Тенгиз-Кашаганская платформа приобрела в нижнепермское время [1].

Выводы

Разработанная геолого-седиментационная модель нефтяного месторож
дения Тенгиз позволяет по-новому охарактеризовать особенности строения и 
оптимизировать технологию разведки и разработки залежей углеводородов в 
различных частях единого карбонатного резервуара. 

Пространственное размещение в пределах Прикаспийской впадины раз
новозрастных карбонатных массивов и преимущественная концентрация в 
них основных промышленных ресурсов нефти и газа определяют в перспективе стратегию поиска крупных месторождений углеводородных скоплений. 

Список литературы

1. Воцалевский Э. С. К характеристике нефтегазовых систем осадочных бассей
нов Северного Каспия / Э. С. Воцалевский, Д. А. Шлыгин // Геология Казахстана. – 2002. –
№ 4. – С. 4–14.

2. Муразагалиев Д. М. Подсолевые карбонатные резервуары на шельфе Север
ного Каспия и их перспективы нефтегазоносности / Д. М. Муразагалиев // Геология 
нефти и газа. – 1995. – № 5. – С. 22–25. 

References

1. Vocalevskij Je.S., Shlygin D.A. K harakteristike neftegazovyh sistem osadochnyh 

bassejnov Severnogo Kaspija [To the characteristic of oil and gas systems of sedimentary 
basins of the Northern Caspian Sea]. Geologija Kazahstana [Geology of Kazakhstan],
2002, no. 4, pp. 4–14.

2. Murazagaliev D.M. Podsolevye karbonatnye rezervuary na shel'fe Severnogo 

Kaspija i ih perspektivy neftegazonosnosti [Podsolevye carbonate tanks on a shelf of the 
Northern Caspian Sea and their prospect of a neftegazonosnost]. Geologija nefti i gaza [Oil 
and gas geology], 1995, no. 5, pp. 22–25.

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ПЕРЕРАБОТКА 

ПОПУТНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

КАСПИЙСКОГО МОРЯ

Серебряков Алексей Олегович, доктор геолого-минералогических наук, 

профессор

Астраханский государственный университет
414000, Россия, г. Астрахань, пл. Шаумяна, 1
E-mail: geologi2007@yandex.ru

Серебряков Андрей Олегович, старший преподаватель

Астраханский государственный университет
414000, Россия, г. Астрахань, пл. Шаумяна, 1
E-mail: geologi2007@yandex.ru

Продуктивным залежам месторождений нефти и газа Каспийского моря по
всеместно сопутствуют пластовые воды, которые в виде «попутных вод» снижают товарные свойства нефти и газа при их добыче и переработке. 

Ключевые слова: геоэкология, нефть, газ, товарные свойства. 

GEOECOLOGICAL CHARACTERISTICS AND TREATMENT 

PROCESS ASSOCIATED CASPIAN OIL AND GAS FIELDS

Serebryakov Alexei O., D.Sc. in Geology and Mineralogy, Professor

Astrakhan State University
1 Shaumjan sq., Astrakhan, Russia, 414000
E-mail: geologi2007@yandex.ru 

Serebryakov Andrei O., Senior Lecturer

Astrakhan State University
1 Shaumjan sq., Astrakhan, Russia, 414000
E-mail: geologi2007@yandex.ru 

Геология, география и глобальная энергия. 2012. № 3 (46)

9

Productive deposits of oil and gas fields of the Caspian Sea is accompanied every
where reservoir of water, which, in the form of "free water" reduce the trade of oil and gas 
properties during their extraction and processing.

Key words: Geoecology, Oil, Gas, Trade properties.

Технологические и промышленные свойства добываемых вод и возмож
ности их промышленной переработки как ценного «бесплатного» сырья на 
месторождениях Каспийского моря не изучаются. Свойства и состав пластовых вод приведены в таблицах 1–4.

Таблица 1

Геоэкологические свойства пластовых вод Каспийского моря

Компоненты
Неоком Апт Альб

Пластовое давление, МПа (а) (рПЛ)
15,7
14,87 14,0

Пластовая температура, °С (Тпл)
69
67
65

Давление газонасыщения воды в пластовых условиях (рr)
14,3
12,4
10,1

Газосодержание (ГФ), м3/м3
1,53
1,30
1,2

Объемный коэффициент воды в пластовых условиях, м3/м3
1,015
1,014 1,013

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3, gв
1050
1060 1050

Вязкость воды в пластовых условиях, Мпа·с
0,49
0,52
0,53

Удельное сопротивление воды в пластовых условиях, Ом·м
0,044
0,045 0,045

Плотность водорастворенного газа, кг/м3, gr
0,876
1,26
1,25

Пластовые воды имеют давление насыщения (рН) газом 10,1–14,3 МПа(а),

т.е. ниже пластовых давлений (рН < рПЛ). Динамическая вязкость вод –
0,49–0,52 МПа·с, удельное сопротивление – до 0,045 Ом·м. По данным стандартной сепарации, газосодержание пластовых вод не превышает 1,53 м3/т, 
объемный коэффициент воды в пластовых условиях достигает 1,015 м3/м3. 
Коэффициент газонасыщенности (Kr) вод равен 0,9–0,8, увеличиваясь с глубиной залегания вод.

Исследования глубинных пластовых вод продуктивных горизонтов и со
става морских вод северной акватории Каспийского моря приведены в таблице 2. Глубинные воды содержат водорастворенный газ. Водорастворенные 
газы пластовых вод представлены в таблице 3.

Таблица 2 

Состав пластовых вод Каспийского моря (мг/дм3)

Компонент
Неоком
Апт
Альб
Морская вода

CL46440
47503
45022
5247

SO4

2496
1620
1856
2906

HCO3

732
220
14
214

Ca2+
2505
2177
1401
391

Mg2+
426
319
152
778

Na+ + K+
26964
30175
29883
3051

J13
2,5
2
Отс.

Br146
24
13
3

Минерализация, г/дм3
72,5
82,1
78,7
12,5

Плотность, г/см3
1,05
1,06
1,05
1,01

pH
7,9
8,04
7,8
8,6

Характеристика воды 

(по Сулину)
Хлоркальциевый тип
Хлормагниевый тип

По величинам минерализации и рН, соотношению основных компонен
тов солевого состава пластовые воды содержат ценные растворенные компоненты: магний, кальций, натрий, йод и бром, которые при современных технологиях переработки воды (ионноадсорбционные, ионитные и др.) могут 
извлекаться на рентабельном уровне. Пластовые воды предельно газонасыщенные (Kr до 0,9), вследствие чего они могут быть отнесены при извлечении их в процессе добычи на поверхностные условия «нормального» давления (pн = 0 атм) к нетрадиционным источникам энергии, по аналогии с Японией.

Таблица 3

Состав пластовых вод прибрежных месторождений Каспийского моря (мг/дм3)

Компонент

ЮРА
АПТ
АЛЬБ

Каспий
ское

Промысловское

Артезиан
ское

Каспий
ское

Промысловское

Артезиан
ское

Каспий
ское

Промысловское

Артезиан
ское

CL85830
7723
61084
78377
78537
77540
61339
59319
45345

SO4

212
103
201
184
15
163
37
20
115

HCO3

240
146
561
390
85
189
488
146
360

Ca2+
8430
4140
2800
6324
5740
6696
3360
3237
1429

Mg2+
1251
602
438
992
1203
670
997
725
134

Na+ + K+
43710
44300
35860
41923
43937
41050
34220
35261
27651

J4
6
2
8
9
11
10
11
9

Br348
70
30
292
259
347
230
213
162

Минерали
зация, 
г/дм3
139
126
101
128
129
126
100
99
75

pH
7,0
6,9
6,9
7,0
6,9
7,0
6,9
6,9
6,9

Характеристика воды 
(по Сулину)

Хлориднокальциевый тип

При сопоставлении аналогов глубинных пластовых вод морской акватории и 

на суше отмечается значительное снижение минерализации вод в морских пластовых глубинах, но составы глубиных вод акватории практически идентичны аналогам Приманычской зоны и северо-восточного побережья.

Таблица 4

Состав водорастворенных газов пластовых вод Каспийского моря

Компонент
НЕОКОМ
АПТ

мас.%
мол.%
мас.%
мол.%

Гелий
0,006
0,03
0,24
1,23

Углекислый газ
10,9
5,1
0,6
0,3

Азот
3,2
2,4
30,5
21,9

Метан
63
82
54
68

Этан
7,9
5,4
9,3
6,3

Пропан
4
1,9
2,8
1,3

Изо-бутан
1,01
0,3
0,4
0,1

Н-бутан
2,9
1,07
0,6
0,2

Изо-пентан
1,3
0,4
0,2
0,06

Н-пентан
1,8
0,5
0,2
0,05

С6
2,2
0,5
0,2
0,05

Остаток С7+
1,3
0,3
0,2
0,03

Плотность в стандартных условиях, кг/м3
0,87
0,84

Молярная масса, г/моль
20,8
20,1

Относительная плотность газа (по воздуху)
0,72
0,69