1 Геологическая характеристика Оренбургской газоконденсатной залежи
Газоконденсатная залежь нефтегазоконденсатного месторождения представляет собой пластово-массивный тип и приурочена к Оренбургскому валу. По площади залежь распространяется в длину на сто двадцать километров, по ширине до двадцати. Продуктивный коллектор имеет толщину до 550 м.

Продуктивная толща сложена в основном органогенными известняками. Также встречаются известняки: перекристаллизованные, доломитизированные, сульфа­тизированные и трещиноватые. По результатам исследований, были выделены три газонасыщенных толщи и названы как геологические объекты это I, II и III. На рисунке 1.1 представлен профильный разрез Оренбургского НГКМ и площадь газоносности с расположением газонефтяных залежей.

На рисунке 1.1 представлены:

1. 
   Разрез продуктивного пласта с указанием глубин расположения пропластков, их диапазонов, непроницаемых разделов R₁ и R₂ разделяющих I, II и III геологические объекты;
   
2. 
   Газоводонефтяные контакты с указанием их глубин;
   
3. 
   Расположение скважин в диапазоне от западной до восточной части месторождения.
   
4. 
   Контур газоносности;
   
5. 
   Расположение газонефтяных залежей нефтяных оторочек.
   

Рисунок 1. 1 – Профильный разрез Оренбургского НГКМ и площадь газоносности с расположением четырех газонефтяных залежей

Тектоника
Район расположенной газоконденсатной залежи, приурочен к северной зоне Соль-Илецкого сводового поднятия, которое располагается в стыке трех основных крупных тектонических элементов Предуральского краевого прогиба и Волго-Уральской антиклизы. В результате тектонических нарушений в продуктивной части пласта образовались трещины различных направлений. Сеть трещин вертикального направления предопределила возможность избирательного обводнения.
Минералогический состав пород
Минеральный комплекс состоит из карбонатных пород:

- доломита и кальцита;

- обычных силикатных компонентов;

- минеральных включений, это сульфаты, окислы железа, пирита, двуокиси титана, растворимых солей, органических веществ.

---

Состав продуктивных пород, глинистость, загипсованность, значительно влияют на геофизическую характеристику отложений. Концентрация чистых известняков по глубине продуктивного пласта увеличивается. По I геологическому объекту в центральной зоне около 6% образцов имеют содержание кальцита, а 94% в основном содержат доломитизированные известняки.
Стратиграфия
Общая толщина осадочного чехла в районе залежи составляет 5500 м. месторождение делится условно на две части это надсолевая и подсолевая. Разделяется кунгурскими хемогенными образованиями нижней перми. В районе филипповского горизонта кунгура и солевой толщи, газонефтеносные отложения приурочены к подсолевой толще.

Стратиграфическая особенность залежи:

- терригенные породы ордовика толщиной больше 200 м в северной части залежи отсутствуют;

- отложения девона отсутствуют в сводовой части залежи, но широко распространены в северных районах;

- общая толщина карбонатных пород в сводовой части залежи составляет 1101 м, а на севере 1270 м;

- с запада на восток толщина стратиграфических горизонтов увеличивается.

Литология

Строение продуктивной толщины достаточно сложна. Газоносный массив залежи заполнен толщей серых, светлосерых, черных, темносерых известняков. Таже присутствуют прослои доломитизированных известняков, доломитов. Их толщина может составлять от 1до 1,5м. По разрезу встречаются прослои глин толщиной от одного до двух метров. Продуктивная толщина состоит из карбонатных пород имеющих различные коллекторские свойства. Карбонатные породы могут быть: массивные, тонкоплитчатые, ракушечниковые. При изучении керна разведочных скважин была получена информация о составе пород, их толщине, глубине залегания и трещиноватости песчанниковидных пород. Трещины располагаются хаотично, их размер варьируется от 0,5 до 1,1 см. Имеются достаточно мощные продуктивные пласты толщиной от 30 до 70 м.
Емкостные и фильтрационные параметры продуктивных пластов


На начальном этапе разработки по данным исследований разведочных скважин определяют емкостные и фильтрационные параметры продуктивных пластов. Для этого используются керн при проведении лабораторных исследований для получения пористости и проницаемости.

---

Таблица 1.1 – Средневзвешенные значения параметров поровых и порово-трещинных коллекторов Основной залежи по исследованиям керна

Геологический объект	Район залежи	Число скважин	Тип продуктивного коллектора	Пористость коллектора		Проницаемость коллектора		Остаточная водонасыщенность			Остаточная нефтенасыщенность
				количество образцов	коэффициент пористости, %	количество образцов	коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2		количество образцов	коэффициент водонасыщенности, %	коли-чество образ-цов	коэффициент нефтенасыщенности, %
I	западный купол	6	поровый	234	11,2	131	1,73		91	10,5	55	16,5
			порово- трещинный	105	4,8	66	0,47		44	17,8	13	19,5
	центральный купол	8	поровый	844	13,3	449	2,25		309	11,2	64	13,7
			порово- трещинный	150	4,6	97	0,58		16	18,1	13	23,2
артинско-сакмарская залежь (восточный купол)		5	поровый	412	11,4	239	1,73		106	7,1	77	21,3
			порово- трещинный	214	4,5	83	0,63		105	17,3	35	26,2
II	западный купол	6	поровый	538	12,5	364	14,66		205	7,4	126	12,6
			порово- трещинный	65	4,6	46	1,57		34	19,4	18	17,7
	центральный купол	6	поровый	764	12,6	438	22,82		81	9,3	55	10,7
			порово- трещинный	133	4,7	98	1,88		17	19,6	12	20,5
III	западный купол	4	поровый	52	8,8	34	29,33		28	10,5	14	10,6
			порово- трещинный	31	4,6	27	6,15		17	11,6	9	20,4
	центральный купол	5	поровый	1691	10,6	875	13,23		426	8,7	167	11,1
			порово- трещинный	238	5,2	137	2,48		15	11,6	21	19,2

---

С помощью геофизических исследований определяют пористость. Используют результаты газогидродинамических исследований на нестационарных режимах фильтрации. В совокупности можно получить вполне достоверные емкостные и фильтрационные параметры продуктивных пластов (проницаемость, пористость, гидропроводность, пъезопроводность). В таблице 1.1 были представлены представлены средневзвешенные значения параметров поровых и порово-трещинных коллекторов Основной залежи по исследованиям керна.
Состав пластовой смеси основной залежи Оренбургского НГКМ
Начальный состав пластового газа Основной залежи

Состав пластовой смеси достаточно сложный и имеет разные составы в зависимости от района отбора проб. Все зависит от концентрации не углеводородных компонентов, это сероводород, углекислый газ и азот.

На месторождении выделены три участка с различным составом по сероводороду:

1. 
   Западный от 2 до 3 %, УКПГ-14, 15;
   
2. 
   Центральный от 1,3 до 1,7 %, УКПГ-1,2,3,6,7,8,9;
   
3. 
   Восточный от 4 до 5 %, УКПГ-10.
   

По разрезу продуктивного пласта, т.е. по объектам 1, 2, 3 состав сильно не изменяется и разница не превышает погрешности определения компонентного состава. Поэтому принято считать что состав по разрезу не изменяется.

Содержание меркаптанов (RSH) в пластовой смеси изменяется значительно от 1,47 до 7,01 г/м³.

Содержание гелия изменяется в диапазоне от 0,046 до 0,074 %.

Содержание углеводородов изменяется с запада на восток в сторону уменьшения. Запад – 8,5%; Восток – 7,68%.

Плотность пластового газа на восток увеличивается с 0,835 до 0,850 кг/м³.

Начальное содержание С5+В составляло 73,6 г/м³.

Дегазированный конденсат имеет плотность в диапазоне от 695 до 736 кг/м³, в среднем порядка 706 кг/м³. В начале разработки залежи плотность УВ С_5+в составляла 717 кг/м³, а молярная масса – 100 кг/кмоль. С_5+в имеет легкий фракционный состав, и при 100 °С выкипает до 50 %.

В своем составе имеет:

- смолы, массовая доля составляет 0,1 до 1,5 %;

- асфальтены, массовая доля составляет 0 до 5 %;

- парафины, массовая доля составляет 0,1 до 1 %;

- масла, массовая доля составляет 1,5 до 5 %;

Сульфидной серы практически нет, содержание серы меркаптановой около 1 %. Фракционный и групповой составы стабильного конденсата в среднем по залежи приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Фракционный и групповой состав стабильного конденсата Основной залежи ОНГКМ

---

Фракционный состав: %
Начало кипения, оС	48
10 % объемных перегоняется при t оС	65
20 %	78
30 %	88
40 %	97
50 %	115
60 %	122
70 %	135
80 %	161
90 %	191
Конец кипения, оС	221
Отогнано, %	93
Остаток, %	4,4
Потери, %	1,4
Содержание серы, %	1,12
Плотность, кг/м3	704
Кинематическая вязкость при 20 0С, сСт	0,62
Температура помутнения, 0С	-51
Молекулярный вес	102
Групповой состав, % массовые
асфальтены	от 0 до 0,51
смолы	от 0,13 до 1,52
парафины	от 0,12 до 1,01
масла	1,6 до 5,1

Гидрогеологическая характеристика залежи и параметры водонапорного бассейна

Основная газоконденсатная залежь подстилается водонапорной системой, толщина которой изменяется в диапазоне от 500 до 1500 м. Породы, насыщенные пластовой водой представляют собой карбонаты каменноугольно-артинского возраста. Пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют единую пьезометрическую поверхность. Эта поверхность статических уровней, которая имеет одинаковое распределение пластовых давлений и химический состав.

---

Смотрите также файлы

• 1. Тип 1 Какие два из перечисленных понятий используются в первую очередь при описании политической сферы общества.pdf

• Руководство солдатматрос строевой устав дневальный внутренний порядок присяга.docx

• В гостях у сказки колобок теремок репка Команды.pptx

• 1 Содержание стр.docx

• Б201 Агарагимов И. М. рядовой.docx