1.3 Газонефтеносность

Cведения о газонефтеносности района, где располагается

Оренбургское НГКМ, довольно подробно изложены в работах по подсчету

запасов [2, 4, 5].

В данном разделе кратко повторены данные об основных

нефтегазосодержащих отложениях, артинско-среднекаменноугольных,

входящих в основную газоконденсатную залежь, в том числе артинско-

сакмарские отложения Восточного купола (район УКПГ-10).

В последнем подсчете запасов 1995 г. [5] проведена

дифференцированная оценка запасов углеводородов по объектам.

Каждый подсчетный объект рассматривался отдельно, со своими

контактами и подсчетными параметрами.

На рисунке 2.1 схематически изображены продольный профиль и

структурная карта по кровле продуктивных отложений основной залежи

ОНГКМ.

Рисунок

Первый объект – (сакмаро-артинские отложения) приурочен в

структурном отношении к Западному и Центральному куполам. В

пределах I объекта пробурено свыше 800 скважин, в том числе 8 скважин

– в зоне нефтяной оторочки на западном участке. Объект изучен по

данным ГИС, результатам испытания и длительной эксплуатации

(добычи газа).

Газ и конденсат по I объекту добываются, начиная с 1976 г. и

разрабатывается как самостоятельно, так и совместно с другими

объектами. Кроме вертикальных скважин объект разрабатывается вновь

пробуренными горизонтальными скважинами, а также скважинами,

восстановленными зарезками горизонтальных стволов. В пределах

нефтяной оторочки по всему месторождению испытание проведено в 10

скважинах. Нефть получена по 7 скважинам, иногда с газом, иногда с водой.

В подсчете запасов 1995 г. газонефтяной контакт по I объекту

принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть-вода – на

отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины составляют: поровый

коллектор – 30-40 м на западе и 50 м – в центральной части; трещинно-

поровый коллектор – 10-20 м на западе и 20-60 м в центральной части.

Нефтенасыщенные толщины – 4-10 м и в единичных случаях до 18 м.

На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление

принималась19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34 °С.

Максимальные дебиты газа, получаемые из I объекта, составляют

200-300 тыс.м3/сут и характерны для западного участка (скважина 326 –

Qг=260 тыс.м3/сут, при Pраб=7,2 МПа); минимальные дебиты составляют

тысячи м3/сут и приурочены главным образом к юго-восточным участкам

(УКПГ-8, 9).

Дебиты нефти на западном участке составляют 12 м3/сут в

скважине 18-н и 0,6 м3/сут в скважине 60. Запасы нефти отнесены к

категории С2. Доразведка нефтяной оторочки I объекта основной залежи

с уточнением геологических запасов нефти должны осуществляться

одновременно с промышленным освоением нефтяной оторочки

Филипповской нефтегазоконденсатной залежи, так как нефтяные

оторочки этих объектов пересекаются в плане.

Как показали результаты доразведки, оторочки I и II объектов в

центральной части изначально имели мозаичное распространение;

промышленной ценности не имеют: практически расформированы.

Второй объект развит в пределах западного и центрального

куполов, отделяется от основных коллекторов первого объекта на

большей части площади плотными практически непроницаемыми

породами экранирующей пачки "R". Объект имеет такую же изученность,

что и первый объект.

Газовая часть II объекта интенсивно разрабатывается в основном

совместно либо с I, либо с III объектами. Нефтяная оторочка II объекта в

центральной части – расформирована. В пределах площади нефтяной

оторочки пробурены 24 скважины, из которых одни вскрыли только

газовую часть объекта, другие – газовую, нефтяную и водяную.

Отдельные скважины вскрыли нефтяную и водяную части. Опробование

проведено по 10 скважинам. Из них по трем получили притоки безводной

нефти, по двум – нефть с водой. По четырем скважинам получили газ (из

верхней газонефтяной зоны). По одной скважине получили воду за счет

охвата интервалом перфорации не только продуктивного пласта, но и

пачки R-1, где не исключено наличие водонасыщенных пропластков.

ГНК по второму объекту принят на отметке минус 1735 м. ВНК по

второму объекту принят на отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины в пределах II объекта

составляют: на западе – поровый коллектор – более 50 м, трещинно-

поровый – 10-12 м; в центре соответственно – более 90 м и 10-40 м.

Нефтенасыщенные толщины равны 5-12 м. Запасы нефти нефтяной

оторочки II объекта на западном участке отнесены к категории С2.

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое

давление составило 19,8 МПа, пластовая температура – 29,96 °С.

Дебиты газа II объекта высокие и составляют сотни м3/сут

(скважина 308 Qг=720 м3/сут при Pраб=8,5 МПа). Дебиты нефти,

полученные при опробовании, составили 40 м3/сут (скважина 15019),

70 м3/сут (скважина 15050) и 0,12 м3/сут (скважина 44).

Результаты исследований на скважине 15050 (2000-2005 гг.)

показали, что отдельные участки нефтяной оторочки II объекта в

западной части ОНГКМ и, прежде всего, в отложениях сакмарского

возраста до сих пор сохранили промышленную значимость.

Доразведка нефтеносных участков на западном участке, имеющих

промышленную значимость, и их освоение должны осуществляться

одновременно с промышленным освоением нефтяной оторочки

Филипповской НГК и Среднекаменноугольной ГН залежей ОНГКМ.__

Третий объект (центральный купол)

Третий объект на Западном куполе образует самостоятельную

залежь – газонефтяную и поэтому в данном разделе не рассматривается.

Третий объект Центрального купола изучен по 600 скважинам; III

объект эксплуатируется совместно с вышележащими объектами.

Толщина объекта меняется в зависимости от структурного

положения. Объект в основном газоконденсатный с мозаичной нефтяной

оторочкой, практически расформированной.

С целью изучения мозаичной нефтяной оторочки, подстилающей

газоконденсатную часть, по залежи проведено испытание 33 скважин (в

отдельных из них по 2 объекта). При этом нефть получили по четырем

скважинам, нефть совместно с газом – по семи, нефть с водой также по

семи, воду получили по 8 скважинам, газ – по четырем. По трем

скважинам притока не получено.

Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.

Водонефтяной контакт принят на отметке 1756 м.

На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое

давление принято равным 20,05 МПа, пластовая температура – 31,4 °С.

Дебиты газа III объекта значительные и составляют сотни тысяч

м3/сут. Так, например, в скважине 109 рабочий дебит достигал

942 тыс. м3/сут.

Как отмечалось выше, в данном разделе по восточной части

месторождения рассматривается лишь Восточный купол.

В подсчете запасов 1995 года на Восточном куполе в артинско–

сакмарской толще выделено четыре подсчетных объекта, со своими

контактами и подсчетными параметрами. Как отмечалось выше, в

подсчете, проведенном в 2003 г., ЗАО «Стимул» рассматривал артинские

отложения как один пласт Pv, с едиными газо- и водонефтяными

контактами. В связи с этим при создании цифровой геологической

модели нами проведена разбивка артинско-сакмарского разреза по

индексации, принятой на основной залежи, контакты по Восточному

куполу взяты единые для всей артинско-сакмарской толщи.

Ниже в таблице 2.1 приводятся газонефтяные и водонефтяные

контакты из подсчетов запасов 1995 и 2003 г. и принятые для

геологического моделирования 2004 г.