Общие сведения о месторождении

Краткая геологическая характеристика месторождения

Общие сведения о месторождении

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) в административном отношении расположено в непосредственной близости от областного центра – г. Оренбурга и занимает территорию Оренбургского, Пере-волоцкого и Илекского районов Оренбургской области.

ОНГКМ в географическом отношении расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урала, имеющей асимметричное строение. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в северном направлении. Он изрезан редкими и, в основном, неглубокими оврагами. Максимальные отметки рельефа отмечаются в юго-восточной части площади, где пологий рельеф сменяется грядово-холмистым. Правый склон долины более крутой и изрезан оврагами и балками. Максимальные абсолютные отметки на правом склоне в пределах месторождения достигают от 180 до 193 м. Через всю площадь место-рождения с востока на запад в близком к широтному направлению протекает река Урал. Обзорная карта расположения Оренбургского НГКМ представлена на рисунке 1.1.

Общая площадь ОНГКМ составляет 1438 км². Около 80 % площади приходится на пашни, 11 % - на леса и водоемы, 9 % - на государственные заказники, автомобильные и железнодорожные магистрали.

Артинско-среднекаменноугольная (основная) залежь ОНГКМ находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1985 года начался период падающей добычи.

Газонефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Вышележащие соленосные образо-

Рисунок 1.1 – Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса

вания кунгура и надсолевые терригенные отложения перми и мезозоя практи-ческого интереса не представляют.

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (около 25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи.

Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для газонефтяного контакта (ГНК) от 1 715 до 1 750 м, для водонефтяного контакта (ВНК) от 1 735 до 1 784 м.

1.2 Тектоника

Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до 20 км.

По площади ОНГКМ выделены тектонические нарушения и органогенные постройки. Центральный и Восточный купола разделяются системой тектонических нарушений.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600 м, минус 1650 м и минус 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части.

На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (от 10 до 15), отметки достигают от минус 1800 до минус 1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м – в восточной.

Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем тысячи скважинам и представлена на рисунке 1.2.

На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 2°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 м на западе, минус 1780 м – в центре и минус 1825 м – на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.

Рисунок 1.2 – Структура Оренбургского месторождения

В пределах поднятия выделяются три купола: Западный, Центральный и Восточный.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20 км на 6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной периклинали (25 на 12 км). Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40 на 13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50 на 18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке Центральный купол отделяется от Восточного неглубоким прогибом (с погружением до минус 1590 м).

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что ниже относительно свода Центрального купола более чем на 200 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м), и протя-женную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16 на 6 км. С юга к своду при-мыкает сравнительно широкое (более 3 км) моноклинальное крыло, а с востока – обширная (14 на 8 км) террасообразная площадка.

1.3 Литолого – стратеграфическая характеристика вскрытых отложений

В таблице 1.1 приведен стратиграфический разрез ОНГКМ. Залежь расположена на глубине от 1945 до 2175 м, общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет от 5000 до 5500 м. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторож- дения на две части, надсолевую и подсолевую продуктивную.

Основная газоконденсатная залежь приурочена к мощной карбонатной толще артинско-среднекаменноугольного возраста. Она уникальна по размерам. В пределах контура газоносности площадь газоносности составляет около 1400 км² (по изогипсе 1750 м, имеет размеры 105·20 км). Этаж газонос-ности в центральной части залежи (район УКПГ-1) достигает 525 м, в запа-дной части 275 м, восточной 280 м. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небо-льшой толщины (20 м), распространение которой по площади имеет сложный зональный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи. Абсолютные отметки газожидкостного конта-кта колеблются в широких пределах: для ГНК от 1715 до 1750 м, для ВНК от 1735 до 1784 м.

Тип залежи – массивно-пластовый. Каждый укрупненный блок-пласт представлен интервалами газоносных коллекторов и плотных известняков. Представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина от 40 до 45 м) и в ассельско-верхнека-менноугольных отложениях (средняя толщина от 70 до 80 м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:

I объект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов.

В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломи-тизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.

II геологический объектобъединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения.

Последний включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как пере-мычки достигает от 20 до 30 м. Но на западных склонах куполов (Западного и Центрального) верхняя, большая часть R₁ замещена проницаемыми разностями, перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела толщиной в несколько метров.

Общая толщина II объекта изменяется от 70 до 150 м, чаще всего от 100 до 120 м.

III геологический объектвключает отложения верхнего и частично среднего карбона. Развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.

Таблица 1.1 – Литолого-стратиграфический разрез

Стратиграфия	Средняя вскрытая толщина (м)	Литологическая колонка	Литологическая характеристика пород
Палеозай	Четвертичная система			оллювиальные,делювиальные и эллювиальные образцы
Неогеновая система			Глина, песок, галечник
Пермская система	Сосновая свита			Песчаник с прослоями сульфатов и карбонатов
		Конгломераты из галечника
Калиновская свита			Пестроцветные породы морского происхождения с прослоями карбонатов
Уфимский ярус			Глина, песчаник
Кунгурский ярус 800 м			Ангидрит
		Ангидриты и соли с про-слоями доломинизированного известняка
Артинский ярус 220 м			Ангидрит плотный
		Доломинизированный известняк
		Ангидрид трещиноватый
Сакмарский ярус			Известняк плотный
Ассельский ярус			Известняк с солитовыми прослоями и песчаник
Каменноугольная система	Верхний карбон			Известняк кавернозный
Мячковский горизонт			Известняк плотный

От II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R₂, толщина которого и как геологического тела и, одновременно, как перемычек между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 м (например, в прогибе между Западным и Центральным куполами или в своде купола, в районе скважины 204-д и 2014).

1.4 Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов

Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатам анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, порово-каверно-трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.

Продуктивная толща месторождения сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

Характерная особенность Оренбургского месторождения и зоны УКПГ-14явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение. Глубины залегания основной залежи от 1350 до 1900 м, этаж газоносности - 514 м.

Газоносный массив месторождения сложен толщей плитчатых и тонкоплитчатых светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков с прослоями сульфатизированных доломитизированных известняков и доло-митов, прослои глин мощностью от 1 до 1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по разрезу встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин. Для артинскихи сакмарскихизвестняков характерна повы-шенная доломитизация и сульфатизация пород. В продуктивной толще выде-ляются четыре основных типа коллекторов: поровый; кавернозный (смешанный поровый (порово-трещиноватый); трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый. Основной тип коллектора, встре-чающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения – поровый.

Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью, содержащей запасы пластового флюида, является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, проницаемости 0,1∙10^-15 м². Коллекторские свойства изме-няются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Поровые коллекторы составляют 35 % от газонасыщенного объема. Газонасы-щенность порового коллектора принята 0,65.

Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встре-чается переход одних в другие. Существуют сети трещин, которые спосо-бствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором, обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.

В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Как следствие, скважины, работающие на эти отложения, имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку.

Лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин выше, отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин.

Характиристика эксплуатационных объектов ОНГКМ представлены в таблице 1.2.

объект I объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса. Общая мощность в пределах месторождения значительно меняется. В западной части месторождения она составляет от 60 до 90 м, в центральной части в районе УКПГ - 2, 3, 6 – от 90 до 110 м, в районе УКПГ - 7, 8, 9 – от 110 до 180 м, в восточной части увеличивается от 200 до 250 м (скв. №63). В среднем эффективная мощность составляет 29,2 % от общей мощности объекта. Характеризуется:

коэффициент пористости…………….12,3 % (от 1,7 % до 13,6 %)

проницаемость………………………...2,3∙10^-15 м²

газонасыщенность…………………….от 0,15 до 0,75

общая мощность……………………...75,5 м

эффективная мощность (ср.)………...12 м.

Отличается наихудшими продуктивными свойствами. Для него характерна тонко-поровая структура, а также повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород.

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса (Iраздел):

коэффициент пористости………………..1,3 %

проницаемость……………………………от 0,025∙10^-15 до 4∙10^-15 м²

газонасыщенность………………………...от 0,24 до 0,7

объект II включает отложения нижней части сакмарского яруса и наиболее порис­тые пласты верхней части ассельского яруса. Общая мощность отложений изменяется от 27 до 75 м.

Характеризуется: ­­­­

коэффициент пористости…………..12,6 % (от 2,5 % до 15,7 %)

проницаемость……………………...от 0,05∙10^-15 м² до 47,6 ∙10^-15 м²

газонасыщенность…………………..0,36-0,83

общая мощность…………………….57 м

эффективная мощность (ср.)………. 23,2 м

раздел II приурочен к нижней части ассельского яруса и отложения верхнего карбона. Общая мощность ее изменяется от 50 м до 100 м. Отложения второго раздела в основном представлены плотными непроницаемыми породами:

коэффициент пористости…………….от 1,1 до 11,6 %

проницаемость………………………..от 0,035∙10^-15 м² до 16,7∙10^-15 м²

газонасыщенность…………………….от 0,36 до 0,84

объект III включает отложения нижней части верхнего и среднего карбона. Вскрытая мощность отложений составляет от 100 до 224 м. Средняя эффективная мощность около 40 м.

Характеризуется:

коэффициент пористости……….11,4 % (от 1% до 13,8%)

проницаемость…………………..от 0,01∙10^-15м² до 53,8∙10^-15 м²

газонасыщенность……………….от 0,32 до 0,9

общая мощность………………...121 м

эффективная мощность (ср.)…... 57 м

Породы-коллекторы характеризуются хорошими емкостными и фильтрационными свойствами, но более низкими, чем породы второго объекта.

Несмотря на значительный диапазон газоконденсатонасыщенности вся толща известняков, благодаря наличию трещиноватости, представляет собой единый сообщающийся резервуар, хотя гидродинамическая связь по разрезу и площади затруднена ввиду резкой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород коллекторов.[1]

Таблица 1.2 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ