Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1966
Источник информации: К34_2022г.+ПП_2022г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 1858.52 км²
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение
Оренбургское месторождение открыто в 1966 году по результатам широкого комплекса геологических и геофизических исследований. Опытная эксплуатация Оренбургского месторождения проводилась в период 1971-1973 гг. на небольшом участке центральной части месторождения. Неочищенный газ подавался на Заинскую ГРЭС по газопроводу Оренбург-Заинск (республика Татарстан).
На первом этапе поисково-оценочных работ, которые проводились в ускоренном режиме, были определены размеры ловушки, причём основное внимание уделялось газоконденсатной залежи артинско-среднекаменноугольного возраста и частично филипповской залежи с нефтяной оторочкой на западе, нефтяным оторочкам уделялось меньшее внимание.
Форсированные работы по разведке основной залежи позволили уже в 1973 году (через 6 лет после открытия) начать планомерную разработку месторождения. Первая очередь Оренбургского ГХК имела производственную мощность 15 млрд. м3 газа в год.
Для транспортировки газа построены газопроводы: Оренбург-Заинск, Оренбург-Самара, магистральный газопровод «Союз», Оренбург-Домбаровка, Оренбург-Салават-Уфа (нефть+конденсат), Оренбург-Карачаганак, Оренбург-Совхозное. Последний газопровод соединяет ОГХК с подземным хранилищем газа на выработанном Совхозном месторождении.
С пуском третьей очереди Оренбургский ГХК достиг проектной производительности по добыче и переработке 45 млрд. м3 газа, 2900 тыс. т конденсата, 1200 тыс. т углеводородов широкой фракции и выработке 1079 тыс. т серы в год. В 1978 году введён в действие гелиевый завод, что позволило вырабатывать более 500 тыс. м3 гелия в год.
После утверждения в 1981 году запасов газа и нефти наряду с эксплуатационным бурением на газ были продолжены разведочные работы на нефтяные оторочки (залежи), а также поисковое бурение на нижележащие палеозойские отложения, включая ордовик.
Разведка и доразведка нефтяных залежей осуществлялись, в основном, в восточной части месторождения. В большинстве разведочные скважины оказались продуктивными (нефтяными, газонефтяными). Эффективность изучения башкирских отложений оказалась значительно ниже.
Сейсморазведочные работы МОГТ начали проводиться на месторождении с 1990 года и к настоящему времени вся площадь покрыта сейсморазведкой МОГТ-2Д, а в 2015-2017 г.г. на месторождении проведены детальные сейсморазведочные работы МОГТ-3Д.
Результаты доразведки нефтяных залежей позволили ускорить освоение их и ввод в пробную эксплуатацию. С 1984 года введена в разработку ассельская газонефтяная залежь на востоке месторождения, а в конце 1985 года началась добыча нефти в одиночных скважинах среднекаменноугольной залежи на западе. С 1993 года осуществляется пробная эксплуатация нефтяных залежей артинского возраста на востоке Оренбургского месторождения вводом разведочных, а с 1995 года – эксплуатационных скважин (недропользователь «Газпромнефть-Оренбург»). Добытая нефть транспортируется со скважин на УКПГ и далее на завод, где после предварительной подготовки направляется вместе с конденсатом на переработку по системе действующих продуктопроводов в республику Башкортостан.
В период 2003-2007 г.г. опоискована северо-западная периклиналь Оренбургского вала. Результатами бурения и опробования поисково-разведочных скважин №№ 102, 104, 105, 106 и 107 Западно-Оренбургских уточнено геологическое строение западного участка ОНГКМ, установлена продуктивность филипповских отложений на Редутской и Приразломной структурах.
На Редутской структуре впервые установлена нефтеносность девонских отложений. В 2008 г. на Приразломной структуре для опоискования филипповских и девонских отложений забурена скважина 103 Западно-Оренбургская.
Разработка нефтяных залежей ОНГКМ (ассельская, среднекаменноугольная, артинско-сакмарская) ведётся в соответствии с проектными документами, утверждёнными в 1997 и 2003 г.г. (ЦКР Роснедра). Нефтяная оторочка филипповской залежи в промышленную разработку не введена.
Геологическое строение Оренбургского НГКМ. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к валообразному поднятию, имеет размеры 125х25 км. Разрабатываемая газоконденсатная залежь заключена в карбонатных отложениях нижней перми (артинский, сакмарский, ассельский ярусы), верхнего и среднего карбона. Толщина залежи достигает 520 м, глубина залегания кровли 1300-1600 м. Залежь подстилается и оконтуривается нефтяной оторочкой.
Ниже развита водонапорная система, охватывающая карбонатные отложения нижней перми и карбона до подстилающих терригенных
экранирующих отложений ордовика. Водонапорная система имеет толщину до 1500 м. Газожидкостной контакт (ГЖК) до начала разработки находился на абсолютной отметке минус 1750 м (рисунок 1).
На юг, в сторону Прикаспийской синеклизы отложения осадочного чехла резко погружаются, образуя крутую флексуру амплитудой до 1500 м. По этой флексуре проводится граница между Волго-Уральской антеклизой и Прикаспийской синеклизой.
Границей между Волго-Уральской антеклизой и Предуральским прогибом является аналогичная флексура, по которой отложения нижнего структурного этажа погружаются на восток.
В районе месторождения фундамент, по данным геофизики, залегает на глубине свыше 6000 м и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими отложениями. Кунгурские хемогенные образования нижней перми условно делят разрез месторождения на две части: надсолевую и подсолевую. Газонефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта и ниже.
Для геологического строения Оренбургского НГКМ характерны следующие особенности:
- значительная глубина залегания кристаллического фундамента (свыше 6,5 км по геофизическим данным) и наличие мощной терригенной толщи ордовикских образований (более 2000 м);
- многообразие и изменчивость литологического состава карбонатных пород, участвующих в строении подсолевого осадочного чехла;
- проявление тектонических разрывных нарушений, как в самом карбонатном массиве Оренбургского вала, так и на северном крыле;
- в целом по месторождению отмечено увеличение мощности стратиграфических горизонтов с запада на восток.
Рисунок 1 – Геологический разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения
В районе месторождения фундамент, по данным геофизики, залегает на глубине свыше 6500 м и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими отложениями. Кунгурские хемогенные образования нижней перми условно делят разрез месторождения на две части: надсолевую и подсолевую. Газонефтеносные пласты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта до девонских отложений.
Отложения ордовикской системы являются самыми древними, вскрываемыми на площади, и распространены на Оренбургском валу повсеместно. На максимальную толщину – 2364 м отложения вскрыты в скважине № 2 Ордовикской. Представлены отложения ордовикской системы каолинито-гидрослюдистыми аргиллитами, разнозернистыми алевролитами, и песчаниками (преимущественно полевошпатово-кварцевыми); породы частично метаморфизованы. Судя по данным сейсморазведки, вскрыта верхняя часть отложений ордовика.
Отложения девонской системы развиты только на севере месторождения и изучены на северо-западной периклинали. Представлены отложения карбонатами и песчано-алевритистыми породами мощность до 300 м.
Карбон и нижняя пермь (до артинских ангидритов, залегающих в верхней части яруса) представлены известняками, нередко изменёнными за счёт доломитизации и сульфатизации с редкими прослоями терригенных пород - аргиллитов и песчаников мощностью 1000-1500 м.
Кунгурские отложения представлены в нижней части известняками и ангидритами (филипповский горизонт), а выше почти исключительно каменной солью (иренский горизонт). Мощность кунгурских отложений – 280-1100 м.
В верхней части отложений, участвующих в строении месторождения (верхняя пермь, мезо-кайнозой), развиты преимущественно терригенные породы (глины, алевролиты, песчаники) с прослоями мергелей, известняков, а иногда гипсов и ангидритов (уфимский ярус) толщиной 30-800 м.
Центральный купол, как и западный, выделяется в виде самостоятельного поднятия размером 40х13 км, амплитудой 280 м, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, абсолютные отметки равны минус 1230-1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке (район скважин 618, 621) центральный купол отделяется от восточного тектоническим нарушением (восточный разлом).
Восточный купол в своде имеет максимальные абсолютные отметки минус 1460-1470 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16х6 км.
С юга к своду примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридиональной флексурой. В пределах площадки выделяются небольшие купола: Караванный, Западно-Караванный и Южно-Караванный.
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным по размерам, запасам и компонентному составу газа, с широким распространением нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу. Месторождение представляет собой пластовый многозалежный массив. По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно выделено и изучено более 30 продуктивных пластов.
На ОНГКМ выявлены следующие залежи (рисунок 2):
- филипповская газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой;
- основная газоконденсатная залежь артинско-среднекаменноугольного возраста с нефтяными оторочками;
- среднекаменноугольная газонефтяная залежь западного участка;
- артинская газонефтяная залежь в восточной периклинальной части месторождения;
- ассельская газонефтяная залежь восточного купола месторождения;
- сакмарские газонефтяные залежи спорадического распространения в восточной части месторождения;
- башкирская газоконденсатная залежь ограниченного распространения в восточной части месторождения;
- верхнедевонские залежи (пласт «колганская толща») на северо-западном участке месторождения.
Рисунок 2 – Схематическая карта Оренбургского НГКМ
Нефтегазоносность филипповской газоконденсатной залежи установлена в семидесятых годах. Продуктивным является пласт PIII «плойчатые доломиты», приуроченный к подошвенной части отложений филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. Филипповская
пластовая газоконденсатная залежь развита в пределах всего месторождения, охватывает западный, центральный и восточный купола.
По типу залежь – пластовая, литологически экранированная. По восточному склону восточного купола проходит литологическая зона, ограничивающая распространение залежи на восток. Залежь имеет размеры 100х18-20 км. Толщина пласта «плойчатых доломитов» изменяется от 13 до 30 метров. Нефтяная оторочка обрамляет газоконденсатную часть залежи в районе западного купола ОНГКМ с севера, запада и юга, прослеживаясь в виде полосы шириною от 0,8-1,2 до 2,0-2,5 км, протяженность полосы более 40 км.
Продуктивная толща Основной залежи сложена тремя толщами, разделенными пачками уплотненных и плотных, практически непроницаемых пород (разделы), прослеживаемых по площади месторождения (рисунок 3). Все объекты подстилаются нефтяными оторочками. В пределах центрального купола нефтяная оторочка из-за опережающей добычи газа (газовая залежь эксплуатируется с 1974 г.) расформирована, запасы нефти нефтяной оторочки центрального участка ОНГКМ списаны с баланса. В условиях сложного изменчивого карбонатного коллектора флюидальные контакты не представляют единые горизонтальные поверхности, т.к. для нефти и воды уплотненные пласты с пористостью менее 6 % и проницаемостью мене 0,1х10-3 мкм2 не обеспечивают свободное перемещение и дифференциацию флюидов в соответствии с законами гравитации.
Среднекаменноугольная нефтяная залежь, приуроченная к западному куполу ОНГКМ массивная, с газовой шапкой отделена от вышележащей газоконденсатной залежи III объекта прослоями глинистых пород.
Артинская залежь (восточная часть ОНГКМ) структурная с литологическими и тектоническими экранами, массивная, нефтегазоконденсатная. Залежь имеет размер 35х17 км и высоту – 200 м. Продуктивный пласт РV сложен известняками артинского возраста и развит на исследуемой территории повсеместно.
Верхней границей пласта является подошва «нижнего ангидрита» сульфатно-карбонатной пачки артинского яруса, а на востоке, где ангидриты выклиниваются и замещаются карбонатами - подошва филипповского горизонта.
Рисунок 3 – Оренбургское НГКМ. Структурная карта по кровле основной нефтегазоконденсатной залежи артинско-среднекаменноугольного возраста.
Сакмарская газонефтяная залежь (восточный участок) связана с продуктивным пластом РVI, представленным карбонатными породами и прослеживаемым непосредственно под сакмарским репером. Залежи распространены на Караванном и Южно-Караванном куполах восточной периклинальной части ОНГКМ. Залежи на каждом куполе самостоятельные, со своими флюидальными контактами. Сакмарская залежь Караванного участка представляет двухкупольную брахианти-клинальную складку широтного простирания размерами 5х1,2-0,5 км и высотой до 76 м.
По типу залежь массивная, с востока ограничена тектоническим разломом субмеридионального простирания. Западный купол более приподнятый.
Ассельская газонефтяная залежь (восточный участок) связана с продуктивным пластом РVII, представленным карбонатными породами. Данная залежь выделена по данным опробования и ГИС поисково-разведочных скважин с учетом сейсморазведочных работ МОГТ-2D, распространена в пределах восточной части ОНГКМ на восточном куполе.
Ассельская газонефтяная залежь представляет собой куполовидную структуру размерами 6,0х4,5 км. Покрышкой залежи служит пласт плотного непроницаемого известняка толщиной 7-10 м, залегающего в подошве сакмарского – кровле ассельского ярусов. Этаж газонефтяной залежи составляет 63 м: газовая часть (шапка) – 28 м, нефтенасыщенная – 35 м. Тип залежи – массивно-пластовый.
Башкирская залежь связана с продуктивным пластом А4, представленным известняками , залегающим непосредственно под глинисто-карбонатными породами верейского горизонта, выполняющими роль покрышки. Залежь башкирского возраста выявлена в пределах восточной части ОНГКМ на Караванном куполе.
По характеру насыщения башкирская залежь – газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Установленная толщина нефтяной оторочки 6 м при высоте газовой части 31 м.
Площадное распространение нефтяной оторочки прогнозируется по всей площади продуктивности. Ловушка представляет изометричную форму, длинная ось имеет субмеридиональное простирание, с юга ограничена тектоническим экраном.
Верхнедевонские залежи нефти. Нефтеносность девонских отложений (песчаники колганской толщи) установлена на Оренбургском месторождении впервые в 2005 г. скважиной 105 Западно-Оренбургской.
В колганской толще выделено два продуктивных нефтяных пласта: Дкт-2 и Дкт-3. Обе залежи нефти приурочены к песчаникам колганской толщи верхнефранского возраста, литологически и тектонически экранированные. Локальной покрышкой для пласта Дкт-2 служат плотные терригенно-карбонатные породы верхнефранского возраста; локальной покрышкой для пласта Дкт-3 являются уплотнённые глинистые породы толщиной 3 м.
Среди крупнейших месторождений страны Оренбургское газоконденсатное месторождение имеет особое значение. Месторождений, подобных этому, в мире считанные единицы, в Европе оно было крупнейшим.
По разведанным запасам газовой смеси (1,8 трлн. куб.м.) оно уступает лишь Уренгойскому, Ямбургскому и Заполярному месторождениям в Тюменской области, Астраханскому и Карачаганакскому.
Многолетние исследования позволили выявить общие для них закономерности строения: наличие в мощном продуктивном разрезе коллекторских толщ (резервуаров), примыкающих к ним низкопоровых толщ; толщ (пачек) плотных непроницаемых пород, разделяющих коллекторские толщи.
Эти элементы разреза присутствуют в каждом карбонатном теле. Коллекторские толщи с примыкающими к ним низкопоровыми толщами составляют эксплуатационный объект. Газ по составу очень сложный и кроме метана содержит в значительном количестве сероводород, гелий, конденсат и другие компоненты.
В газе высокое содержание сероводорода – чрезвычайно токсичного, коррозионноактивного компонента и вместе с тем ценнейшего источника получения серы. Обычные стали, применяемые в газовой промышленности, в условиях сероводородной среды становятся хрупкими и использовать их в данном случае не представляется возможным. Использовать оренбургский газ можно, лишь очистив его от сероводорода, который является ценным сырьем для получения серы.
Оренбургский газовый комплекс представляет собой сложнейший технологический и производственный механизм и охватывает бурение скважин, добычу газа, конденсата и нефти, их предварительную подготовку на промысле, заводскую переработку на газоперерабатывающем и гелиевом заводах, подземное хранение газа и жидких продуктов, их доставку потребителям.
Добыча газа на ОНГКМ продолжается, но пик добычи в 48 млрд м3 пройден в 1984 году. Лучшие по эксплуатационным качествам запасы извлечены, оставшиеся находятся в пластах с ухудшенной проницаемостью, что требует новых технологических приемов. Месторождение находится в разработке с 1973 г., добыто 70 %. За последние годы добыча природного газа неуклонно падает с 32 млрд м3 в 1994г до 12 млрд м3 в 2018 г. Остаточные запасы могут обеспечить добычу природного газа в падающем режиме от 20 до 2-3 млрд.м3 ежегодно в течение 20 лет.
По запасам нефти комплекс обеспечен на 45 лет при годовой добыче 2-3 млн. тонн.
Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции:
учебное пособие/ С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова; Оренбург.
гос. ун-т. – Оренбург : ОГУ, 2019– 127 с.
Следующее Месторождение: Печорокожвинское