Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в непосредственной близости города Оренбурга на западном крыле южной части Уральских гор, южнее реки Урал.

Исторически считающейся границей между Европой и Азией. Оренбург - город с населением более 500 тысяч человек и находится примерно 1300 км к восток юго-восток от г. Москвы.

Основное Оренбургское месторождение было открыто в 1966 г., и экстенсивно осваивалось предприятиями бывшего СССР. Восточный участок Оренбургского месторождения был разведан, но не разрабатывался в такой степени, как основное месторождение. К 1992 году всего на восточном участке месторождения было пробурено 64 разведочных скважин, 38 из них были опробованы. План разработки восточного участка месторождения был выполнен за последние годы с применением современной технологии бурения и переработки.

В дальнейшем необходимо пробурить ряд скважин с освоением соответствующих объектов по сбору, переработки и перекачиванию с целью транспортировки нефтегазового и газового конденсата на существующие объекта «Оренбурггазпрома» с целью дальнейшей переработки и сбыта.

Первая оценочная скважина (№155) была пробурена в 1994 году. В настоящее время в пределах лицензионного участка проекта существует 45 эксплуатационных скважин (42 - нефтяные и 3 газовые).

Данный проект предполагает дополнительный проект бурения скважин, строительство системы сбора, установки подготовки нефти и газа, а также трубопроводов для их подачи на существующие производственные объекты «Оренбурггазпрома» для дальнейшей переработки и транспортировки.

1. ТЕХНИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Геологическая характеристика месторождения

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших месторождений и занимает важное место в системе газоснабжения страны.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Оренбургского, Илецкого, Переволоцкого районов Оренбургской области, в непосредственной близости от областного центра - города Оренбурга. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение поделено на 11 УКПГ.

Северный контур месторождения проходит через южную окраину областного центра. На площади месторождения находятся несколько сел. Месторождение пересекает железнодорожная магистраль Москва - Ташкент.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урал. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в Северном направлении. Правый склон долины более крутой и изрезан балками и оврагами. Через всю площадь с востока на запад протекает река Урал. Климат резко- континентальный. Средняя максимальная температура + 300С, минимальная - 300С. За год выпадает до 400 мм осадков. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на площади 143835 га, из них на пашню приходится около 80 %.

Артинско - среднекаменноугольная залежь (основаная)

Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1975 года начался период подающей добычи. Выработка балансовых запасов газа составляет 50 % конденсата 31% .

Разработка месторождения велась по проектам разработки выполненым институтам «ВНИИГаз» (1974, 1981гг.), «ВолгоУралНИПИгаз» (1986, 1990гг.).

В первые годы разработки геологическое строение основной залежи Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение описывалось массивной модулью с повсеместной распрастраненной подстилающей нефтяной оторочкой, надежно экранирующей газоконденсатную залеж от водонапорного бассейна.

В последствии, уточнение геологической модели привело к выделению трех эксплуатационных объектов - артинского, сакмаро - ассельского и карбона, соответствующими разделами, которые, строго говоря не являлись газогидродинамическими экранами.

1.2 Стратиграфия

Началом освоения Оренбургского месторождения явилась работа первой геофизической экспедиции в 1952 году. Через 10 лет планомерных исследований был выявлен Оренбургский вал. Первый газовый фонтан был получен из пермско-каменноугольных карбонатных отложений в зоне УКПГ -2. Общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет 5000 - 5500 метров. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторождения на две части, надсолевую и подсолевую.

Газо-нефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Выше лежащие соленосные образования кунгура и надсолевые терригенные отложения Перми и меказаноя практического интереса не представляет. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (-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 ГНК минус 1715-1750(м), для ВНК минус 1735-1784(м).

Тип залежи - массивно - пластовый. В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блокпласт, в свою очередь, представляет собой переслаивание проницаемых и плотных прослоек. Особенно прослеживаются два интервала большой толщины, представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина 40-45м) и в ассельско - верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина 70-80м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:

I. объект - включает отложения Сакмарского яруса;

II. объект - нижняя часть Сакмарского яруса и верхняя толщина ассельского яруса;

III. объект - нижняя часть верхнего карбоната и отложения среднего карбоната.

Первый раздел между 1 и 2 объектами (R1) приурочен к верхней толщи Сакмарского яруса. Второй раздел между 2 и 3 объектами (R2) включает нижнюю часть ассельского яруса и часть верхнего карбона.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане Оренбургское месторождение приурочено к Оренбургскому валу, который представляет собой крупное широтное поднятие. Приуроченная к северной краевой части крупного тектонического элемента (Соль - Илецкий выступ), рассматриваемая структура постоянно ( вероятнее всего, начиная с башкирского времени) обрастала биогермными постройками.

Обособление Оренбургского вала, как самостоятельного структурного элемента произошло в результате регионального наклона всей поверхности Соль-Илецкого выступа на Юг, в сторону Прикаспийской впадины. До этого Соль-Илецкий выступ представлял собой единую, крупную структуру.

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

По кровле артинской карбонатной толще структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) за счет оконтуривания изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части.

На севере, где поднятие контролируется крутым (100 - 150)

флексурообразным крылом, отметки достигают минус 1800-1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующимся погружением не более 1,50 - 2,00, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 - на западе, минус 1780 (м) - в центре и минус 1825 - на востоке.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта. Амплитуда в районе Западного купола (относительное северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия по III объекту, имеет размеры 40х13 км и амплитуду 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, отметки равны минус 1230 - 1240 м. Амплитуда купола достигает почти

500 м.

На востоке, Центральный купол отделяется от Восточного купола неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580 - 1590 м).

В центральной части абсолютные отметки куполов меняются от плюс 30 м до минус 150 м, а на востоке - от плюс 100 до минус 200 м. В прогибах и впадинах отметки понижаются до минус 700 - 1000 м и даже до минус

1500 м.

В пределах площадки выделяются ещё три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км по малой оси. Амплитуды их 20-100 м.

Таковы основные черты строения (по нижнепермским карбонатным образованиям) структуры Оренбургского месторождения.

1.4 Литологическая характеристика

В эффективной мощности I объекта преобладают тонко поровые известняки. В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины платы, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-200 и достигают иногда более 150 м.

ІI объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхне каменноугольные отложения. От I объекта он отделяется плотными породами раздела R1. Раздел R1 включает пачку плотных пород, начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 (м). Общая толщина II объекта практически такая же, что и у I объекта: чаще всего 100-120 м.

III объект включает в себя отложения верхнего и частично среднего карбона. Он развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.

От II объекта III объект отделяется плотными породами разделами R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 метров.

В пределах толщи раздела R2, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми, в этом случае проницаемые пропластки толщи, сливаясь с объектом II, становятся составной частью последнего.

Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатами анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, поровых, каверновых, трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.

В целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфатизация пород.

В карбонатном разрезе Оренбургского газоконденсатного месторождения к настоящему времени выявлено три самостоятельных газоконденсатных залежи различных типов:

1. Залежь в известняках визейско-башкирского возраста, гипсометрически самая нижняя, горизонтальная. Относится к типу литологически ограниченных, установлена в восточной части Оренбургского вала. Залежь расположена на глубине от 1945 м до 2175 м пластовое давление 21,8-24,7 МПа. Содержание сероводорода в газе 0,5-2,9 %;

2. 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 1750м имеет размеры 105х20 км). Этаж газоносности в центральной части залежи (район УКПГ-7) достигает 525 м, в западной части 275 м, в восточной 280 м. Начальное средневзвешенное давление в залежи составляло 20,49 МПа. Начальное пластовое давление по зоне составило 19,7 МПа, что несколько ниже начального пластового давления по всему месторождению. Пластовая температура +300С. Залежь уникальна по составу газа: помимо гомологов метана, в ней присутствуют кислые компоненты, в частности, сероводород, содержание которого изменяется по площади. На центральном участке залежи содержание H2S 1,3-1,7% объемных долей, на востоке возрастает до 4-5% объемных долей. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (20м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи;

3. Филипповская залежь приурочена к отложениям «плойчатых доломитов», залегающих в низах филипповского горизонта кунгура в 25-30м. над кровлей основной газоконденсатной залежи. Залежь относится к пластоволитологическому типу. Продуктивные отложения представлены коллекторами только в западной части месторождения, а в центральной и в восточной частях замещаются плотными породами. Площадь газоносности филипповской залежи около 1100 км, мощность пласта не превышает 20 м, а средневзвешенное давление 19,75 МПа. Залежь подстилается нефтяной оторочкой. Покрышкой для залежи служит гидрохимическая толща кункурского возраста. Пластовая температура 290 С. Среднее содержание сероводорода в пластовом газе 1,98% объемных.

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разновидностей известняков.

1.5 Минералогический состав пород

Изучение минералогического состава пород толщи велось по большим шлифам с использованием данных спектральных и рентгено - минералогических анализов пород.

Продуктивная толща артинско - среднекаменноугольного возраста сложена, в основном, чистыми известняками 96%. Доломиты в среднем около 1% разреза, нерастворимый известняк 0,8 -0,9% и сульфиты около 2%. В карбонатной пачке артинского яруса по данным 870 анализов из 19 скважин Оренбургского НГКМ доломиты встречены очень редко. Доломиты известняковые встречаются чаще, но их содержание небольшое. В сложении сакмарского яруса основную роль играют чистые известняки. Породы ассельского яруса почти по всему месторождению сложены чистыми известняками. В отложениях верхнего карбона доломиты встречены крайне редко, а каширский горизонт доломитов не имеет. В таблице 1.1. показано процентное содержание кальцитов и доломитов в породах.

Таблица 1.1.

Название породы	Содержание, %
	Кальцит	Доломит
Известняк	100-80	0-20
Известняк доломитовый	80-50	20-50
Доломит известняковый	50-20	50-80
Доломит	0-20	80-100

Содержание ангидридов в разрезе продуктивной толщи неравномерно по площади и разрезу. Количеству ангидрида в породах убывает от артинского яруса (3,56% карбонатной пачки) до каширского горизонта (0,04%). По генезису ангидрида как первичного, так и вторичного происхождения.

Гипсы в разрезе продуктивной толщи установлены только в артинском и сакмарском ярусах, но ввиду низкого содержания их влияние на выделение коллекторов не учитывается.

1.6 Устойчивость пород к разрушению

Устойчивость горных пород к разрушению в призабойной зоне зависит от: глубины и условий залегания пласта, воздействие бокового и горного давлений, физико - механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др. Находясь на больших глубинах, коллектора испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин.

Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике на столько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.

Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможна, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истинной характеристики пород практически невыполним.

Условная градация пород по величине градиентов давления, вызывающих разрушение (по А.А. Шахназарову), следующая:

1. Неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,0005 МПа /см2.

2. Слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа /см2.

3. Среднеустойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа /см2.

4. Устойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления свыше 0,15 МПа /см2.

Газоносные коллектора УКПГ -7 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение при забойной зоны. Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Очевидно, это происходит из-за превышения допустимой депрессии на пласт.

1.7 Емкостные и фильтрационные свойства залежи

На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное. Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными, как по площади месторождения, так и по разрезу, коллекторскими свойствами.

По внешнему виду газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно - серых и черных известняков с прослоями доломитизированных известняков и доломитов мощностью 1-2 м. Прослои глин мощностью 1-1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по размеру встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин.

Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковидных пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 метров. Мощность пород массивной структуры от 2-х до 30 метров. Песчаниковидные породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 метров.

В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушняковых песчаниковых часто достигает 60-80 метров.

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

Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.

Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 метров). В продуктивной толще ОНГКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:

Поровый;

Кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);

Низко поровый (порово-трещиноватый);

Трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.

Основной тип коллектора, встречающийся 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%, нижний предел проницаемости принят 0,1 * 10-15 м2. Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 -0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35% от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.

К трещиноватому типу коллекторов относится остальная часть основной залежи, газонасыщенность принята равной 1, средний коэффициент пористости принят равным 0,004.

По результатам геофизических исследований определены фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Карбонатные отложения артинского яруса: m = 1,7-13,6%; газонасыщенность 0,15-0,75; общая мощность 75м; эффективная мощность 12м.

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются: m = 1,3-8,0%; газонасыщенность 0,24-0,7.

Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского возраста характеризуется: : m = 2,5-15,7%; газонасыщенность 0,36-0,83; общая мощность 57м.

Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется: m = 1,1-11,6%; газонасыщенность 0,36-0,84.

Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются: m = 1-13,8%; газонасыщенность 0,32-0,9; общая мощность 57м.

Сочетание геологических факторов: детальное изучение линотипов пород по разрезу и корреляции по площади; неравномерность распределения пластового давления, широкое варьирование продуктивности, неравномерность отработки по этапу газоносности позволило определить, что фильтрационно - емкостные характеристики слагающих отложений различны по разрезу залежи.

Разные продуктивные характеристики объектов требуют индивидуальные подходы к вопросам интенсификации добычи газа.

Характеристика эксплуатационных объектов ОГКМ показана в таблице 1.2

Таблица 1.2.

№ п/п	Параметры	I объект	II объект	III объект
1	Площадь, км2	1215	728	463
2	Пористость, %	123	12,6	11,4
3	Проницаемость, * 10-15м	2,3	15,0	20,5
4	Общая мощность, м	75,5	57,0	121,4
5	Эффективная мощность, м	12,3	23,2	34,0

По вертикали можно выделить, следующие карбонатные отложения артинского яруса приведены ниже:

Коэффициент пористости, % - 1,7 - 1

Проницаемость, * 10-15м - 0,1 - 2,7

Газонасыщенность - 0,15 - 0,75

Общая мощность, м - 75

Эффективная мощность, м - 12

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются:

Коэффициент пористости, % - 1,3 - 8,0

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,025 - 4

Газонасыщенность - 0,24 - 0,7

Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского яруса характеризуется:

Коэффициент пористости, % - 2,5 - 15,7

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,05 - 47,5

Газонасыщенность - 0,36 - 0,83

Общая мощность, м - 57

Эффективная мощность, м - 23,2

Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется:

Коэффициент пористости, % - 1,1 - 11,6

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,035 - 16,7

Газонасыщенность - 0,36 - 0,84

Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются:

Коэффициент пористости, % - 1 - 13,8

Проницаемость, * 10-15м2 - 0,1 - 53,8

Газонасыщенность - 0,32 - 0,9

Общая мощность, м - 57

Продуктивные худшие 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. Как следствие скважины, работающие, на эти отложения имеют низкие дебиты при высокой депрессии.

Включение доломитов и сульфитов артинских отложений приурочены как к уплотненным пропласткам, так и к пластам коллекторам. В интервалах повышенной сульфатности пород отмечается и значительная доломитность.

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.

Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Более лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин тоже выше.

1.8 Сведения о составе и свойствах газа и конденсата

Оренбургское нефтеконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м3), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.

Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды - метан - CH4, этан - C2H6, пропан - C3H8, бутан - C4H10 и растворённые в этих углеводородах C5+в - тяжёлые углеводороды.

Уникальность Оренбургского газа, несмотря на сложности освоения месторождения из-за высокого содержания сероводорода, позволила обосновать экономическую эффективность строительства газового комплекса, центральной частью которого является Оренбургский газоперерабатывающий завод. На ОГПЗ при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты. Позже введён в эксплуатацию гелиевый завод, получающий гелий для оборонной промышленности России.

Метан, этан и этилен (C2H6) при нормальных условиях (Р=0,1 МПа и Т=273 К) являются нормальными газами. Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилены (C4H8) при атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов. Углеводороды, начиная с i - C5H12 при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входят 18 и более атомов углерода, расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твёрдом состоянии.

Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов.

В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:

- I объект - 64 г/м3;

- II и III объекты 72 г/м3

Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н2S - 1,46 - 1,48% объёмных отмечается в западной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ - 14 и УКПГ - 15. Наибольшее содержание сероводорода в восточной части 2,24-4,48% объёмных в зоне УКПГ - 10.

Содержание Н2S изменилось по зонам:

- на западе 1,46-1,68% об.

- в центральной части 2,15-2,42%об.

- на востоке 4,45-4,69% об.

Содержание CO2 изменялось по зонам пропорционально содержанию Н2S:

- на западе 0,52-0,62% об.

- в центральной части 0,79-1,65%об.

- на востоке 0,54-0,59% об.

Содержание N2 уменьшилось по зонам:

- на западе 5,34-5,83% об.

- в центральной части 4,72-5,86%об.

- на востоке 2,50-4,90% об.

Начальное содержание высококипящих углеводородов C5H12+в в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ -10 принято как одинаковое и равное 113,6 см3/м3 (76 г/м3).

Давление начала конденсации равно начальному Рпл.=20,6 МПа

Пластовая температура +310С

Дебиты скважин от 60 до 1500 тыс. м3/сут.

Поток сырого газа, содержащий углеводородный конденсат, пластовую воду, механические примеси, метанол, ингибитор коррозии подаётся на УКПГ. Температура газа, поступающего на технологические установки 00-100 С.

Газоконденсатные исследования на УКПГ-7 проведены с применением методики масштабных газоконденсатных исследований внедрённой на ОНГКМ в 1983 году на сепарационном оборудовании УКПГ-7. Кроме того, ведётся постоянный контроль за качеством продукции, уходящей с УКПГ. Каждые сутки отбираются пробы добываемой газоконденсатной смеси, газа и конденсата, один раз в неделю делается контрольный отбор проб. Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин месторождения (по годам) представлен в таблице 1.3.

Таблица 1.3.

Год	Состав в мольных долях, %
	CH4	C2H6	C3H8	i=C4H10	n- C4H10	C5+в	N2	H2S	CO2
1974	83,76	3,87	1,66	0,32	0,62	1,82	5,56	1,76	0,63
1988	84,43	3,9	1,65	0,30	0,59	1,15	5,63	1,71	0,64
1992	84,81	4,06	1,64	0,29	0,56	0,62	5,73	1,65	0,64
1997	85,12	4,15	1,64	0,27	0,54	0,29	5,75	1,61	0,63
2000	84,7	4,32	1,82	0,3	0,59	0,64	5,28	1,72	0,60

В результате разработки месторождения состав добываемого газа со временем изменился. Как видно из таблицы текущий состав газа становится легче. Количество метана CH4 увеличилось с 83,76% до 85,12% на 1,36%. Количество тяжёлых углеводородов C5+в снизилось с 1,82% до 0,29%, разница составляет 1,53% или в 6,2 раза меньше от начального состава. Соответственно содержание конденсата в добываемой пластовой смеси снизилось с 72,08 до 11,6 г/м3.

1.9 Расчёт основных параметров газа

Пластовые флюиды Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и неуглеводородных компонентов. Природные газы в пластовых условиях насыщенны парами воды, концентрация которых зависит от состава газа и воды, давления и температуры.

Основными параметрами природных газов являются:

- Средняя молекулярная масса смеси;

- Плотность смеси;

- Плотность смеси при стандартных условиях;

- Псевдокритическая температура смеси;

- Псевдокритическое давление смеси;

- Приведённое давление смеси;

- Приведённая температура смеси;

- Коэффициент сверхсжимаемости смеси;

- Вязкость;

- Влажность;

- Теплоёмкость;

- Теплопроводность;

- Коэффициент Джоуля-Томпсона

Все эти параметры имеют определяющее значение при проведении расчётов, так как каждый из параметров меняется в зависимости от состава газа, давления, температуры и других параметров, а расчётные формулы очень трудоёмки в обработке.

Исходные данные для расчёта параметров газа

	Компоненты
	Метан CH4	Этан C2H6	Пропан C3H8	n-Бутан n-C4H10	i-Бутан i-C4H10	n-Пентан n-C5H12	i-Пентан i-C5H12	Углек. газ CO2	Сероводород H2S	Азот N2	Воздух
Xi	0,851	0,042	0,016	0,005	0,003	0,003		0,006	0,016	0,058
gi	0,729	0,067	0,039	0,017	0,008	0,011	0	0,015	0,029	0,086	0
Mi	16,04	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15	72,15	44,01	34,08	28,02	28,96
C при 0,1013 МПа и 00 С	0,022	0,222	0,022	0,022	0,022	00,021	00,021	00,022	00,022	0,022	0,024
с при 0,1013 Мпа И 273К	0,717	1,356	2,01	2,668	2,703	3,457	3,457	1,977	1,539	1,25	1,2928
с при 0,1013 Мпа И 293К	0,668	1,263	1,872	2,486	2,518	3,221	3,221	1,842	1,434	1,165	1,2046
с в жид. сост. При tкип	416	546	585	582	600	625	637
сотн по Возд.	0,555	1,038	1,523	2,007	2,007	2,488	2,488	1,52	1,19	0,967	1
Vв газ. Фазе после испар.ж.привед.К 273,15К	442,1	311,1	272,9	229,4	237,5	204,6	206,6	19,27	24,89
R	521	278	189	143	143	115	115	189	245	297	288
Ср при 275,15К	2220	1729	1560	1490	1490	1450	1450	778,4	1012	960	0,2397
Cv при 275,15К	1690	1430	1350	1315	1315	1290	1290	598,8	768	708	0,1712
Коэфф.д ин.вяз. При 0,1013 МПа и 273 К	1,0258 1Е-05	9,4Е-06	8Е-06	7,5Е- 6	8Е-06	6,21Е-06	6,36Е-06	1Е-05	1Е-05	1,7Е-05	1,7Е-05
Ацентр. фактор	0,01	0,099	0,152	0,02	0,185	0,254	0,222	0,42	0,1	0,04
Уд.объём газа при 0,1013 МПа и 273К	1400	0,746	0,51	0,385	0,385	0,321	0,321	0,506	0,65		132,4
Скрит	162	210	225,5	232,5	225,2	469,7	460,4	132,9	373,6	126,3	37,2
Ткр (К)	190,6	305,4	369,8	425,2	408,1	460,4	460,4	304,2	373,6	126,3
Vкр (м3/кг)	0,006	0,005	0,004	0,004	0,004	0,269	0,269			0,028
Крит. молярн. Объём (м3/моль)	99,5	148	200	263	255	345	345			91,5
Крит. коэфф. Сверхсжи маемости	0,29	0,285	0,277	0,283	0,274	5,769	5,769			3,681
Параметры потенциалов	140	236	206	217	208	269	269	190	343	91,5	78,6

Плотность газа известного состава определяется по формуле:

n

с = ? xi * сi (1.1.)

i = 1

где xi - объемное (молярное) содержание отдельных компонентов, %;

сi - плотность газа отдельных компонентов, кг/м3.

Относительная плотность газа по воздуху определяется по формуле:

с = с / св (1.2.)

где св = 1,205 кг/м3 - плотность воздуха.

Молекулярная масса пластового газа определяется по формуле:

n

М = ? хi * Мi (1.3.)

i = 1

где Мi - молекулярная масса отдельных компонентов, кг / кмоль.

Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:

n

Р n.кр = ? хi * Ркр.i (1.4.)

i = 1

где Ркр.i - критическое давление отдельных компонентов, МПа.

Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:

n

Т n.кр = ? хi * Ткр.i (1.5.)

i = 1

где Ткр.i - критическая температура отдельных компонентов, К.

Фактор ацентричности молекул определяется по формуле:

n

щ = ? хi * щi (1.6.)

i = 1

где щi - фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Газовая постоянная определяется по формуле:

n

R = ? хi * Ri (1.7.)

i = 1

где Ri - газовая постоянная отдельных компонентов,м/ 0С.

Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:

Рпр = Р / Рп.кр (1.8.)

где Р - фактическое давление, МПа.

Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:

Тпр = Т / Тп.кр (1.9.)

где Т - фактическая температура, К.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПО УКПГ -12

Таблица 1.4.

Компоненты	Хi	Mi	Хi * Mi	Gi	Хi Ткр	Хi Ркр	Хi сi	Хi Ri	Хi щi
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
CH4	84,6	16,04	13,5698	0,7132	161,205	3,9719	0,5651	44,79	0,0088
C2H6	4,3	30,07	1,2930	0,0679	13,1334	0,2139	0,0543	1,21	0,0042
C3H8	1,84	44,09	0,8112	0,0427	6,8046	0,0797	0,0344	0,35	0,0028
nC4H10	0,53	58,12	0,3080	0,0162	2,2533	0,0205	0,0134	0,08	0,0001
iC4H10	0,32	52,12	0,1667	0,0088	1,3060	0,0119	0,0080	0,05	0,0006
nC5H12	0,18	72,15	0,1298	0,0068	0,8453	0,0062	0,0058	0,02	0,0005
i C5H12	0,20	72,15	0,1443	0,0076	0,9207	0,0068	0,0064	0,02	0,0004
C6H14	0,14	86,18	0,1206	0,0063	0,7103	0,0043	0,0050	0,01	0,0004
C7H16	0,11	100,2	0,1102	0,0058	0,5941	0,0031	0,0047	0,01	0,0004
H2 S	1,6	34,08	0,5452	0,0286	5,9776	0,1469	0,023	0,39	0,0016
N2	5,59	28,02	1,5663	0,0824	7,0579	0,1937	0,065	1,69	0,0022
СО2	0,59	44,01	0,2596	0,0137	1,7947	0,0444	0,011	0,11	0,0014
?	100	637,23	19,0247	1,0000	202,603	4,7033	0,796	48,73	0,0234

М = 19,0247

Ткр = 202,6 0К

Ркр = 4,703 МПа

сr = 0,796

с = 0,66

R =48,73 м/град 0С

щ = 0,0234

Рпр = 19,16 / 4,703 = 4,07

Тпр = 306 / 202,6 = 1,51

Расчет изменения коэффициентов сверхсжимаемости до 2010г.

Таблица 1.5.

Год	Рпл	Рпр	В	А	Z
2003	6,5	1,3719624	0,06872985	0,2172613	0,868825
2004	6,3	1,3297482	0,06661508	0,2105764	0,872186
2005	6,1	1,2875339	0,06450032	0,2038914	0,8756
2006	5,9	1,2453197	0,06238555	0,1972064	0,879066
2007	5,7	1,2031055	0,06027079	0,1905215	0,882584
2008	5,5	1,1608913	0,05815602	0,1838365	0,886152
2009	5,3	1,118677	0,05604126	0,1771515	0,889768
2010	5,1	1,0764628	0,05392649	0,1704666	0,893433

Расчет изменения вязкости, теплоемкости и коэффициента Джоуля - Томпсона

Таблица 1.6.

год	Р,МПа	м(р,т),МПа *С	d Cp	Cp,кДж/кгК	f (Di)	Di, К/МПа
2003	6,5	0,01039	0,45254229	1,927095	0,96291752	1,1325262
2004	6,3	0,0009813	0,43861791	1,913171	0,96591473	1,1443197
2005	6,1	0,009235	0,42469353	1,899246	0,96891194	1,1562861
2006	5,9	0,008658	0,41076915	1,885322	0,97190915	1,1684293
2007	5,7	0,008081	0,39684478	1,871398	0,97490636	1,1807532
2008	5,5	0,007504	0,3829204	1,857473	0,97790357	1,1932619
2009	5,3	0,006927	0,36899602	1,843549	0,98090078	1,2059595
2010	5,1	0,006349	0,35507164	1,829624	0,98389799	1,2188504

1.10 Запасы газа и конденсата

Основные параметры продуктивной толщи Оренбургского месторождения были определены на основе обширного материала, полученного в результате геологоразведочных работ, геофизических и промысловых исследований и представлены в отчетах по подсчету запасов газа.

Материалы подсчета запасов газа Оренбургского НГКМ пересматривались ГКЗ СССР четыре раза.

Первый раз утверждены 5 марта 1969 года по данным 2-х разведочных скважин и составили по:

CH4 -211.6 млрд. м3; С2Н6 -682,5 млрд. м3

Всего запасы утверждены в количестве 894,1 млрд. м3 .

Второй раз, запасы газа утверждены 9 марта 1971 года, по результатам опробования 61 разведочных и 6 эксплуатационных скважин и составили 1660,3 млрд. м3 .

Третий пересчет был выполнен Оренбургским территориальным геологическим управлением по данным 107 разведочных скважин и 150 эксплуатационных скважин 1974 году, к утверждению в ГКЗ представлены запасы газа в объеме 3775 млрд. м3 .

После переработки ГКЗ утвердила запасы газа в объеме 1702 млрд. м3 .

Столь большие расхождения в запасах газа свидетельствуют о недостаточной изученности ОНГКМ, это обусловлено сложностью геологического строения, зональной и слоистой неоднородностью слагающих продуктивных отложений.

Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 19979 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром». Утвержденные запасы составили:

- сырого газа- 1815 млрд.м3;

- сухого газа - 1781 млрд.м3;

- конденсата -137,240 млн.т;

- извлекаемого конденсата - 96,736 млн.т;

принятый коэффициент извлечения - 0,71.

Дренируемые запасы по зонам УКПГ и по Оренбургскому нефтегазоконденсатному месторождению в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

Как сумма удельных (объемов) дренируемых запасов скважин;

По зависимости переведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объема) отбора.

В первом и во втором случаях расчет ведется по последнему прямолинейному участку. По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м3 до 1595 млрд.м3 .

За последние 6-8 лет суммарные дренируемые запасы по всему месторождению возросли на более чем 100 млрд.м3. Рост дренируемых запасов в год составил от 5 до 15 млрд.м3 в год. Это происходит за счет вовлечения в разработку не дренируемых объемов западной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. В центральной части месторождения дренируемые запасы практически неизменны и оценены 1020-1100 млрд.м3.

Установки комплексной подготовки газа начали вводится в эксплуатацию с апреля 1974 года. В 1975 году добыча газа составила 6,09 млрд.м3 и на этом уровне стабильно сохранялось в течении 9 лет. Максимальный уровень добычи - 6,4 млрд.м3 - получен в 1979 году. С вводом дожимной компрессорной станции в октябре 1985 года добыча оставалась на уровне 5,7 млрд.м3 в течение 5 лет до 1990 года, затем добыча начала снижаться на 0,3 - 0,5 млрд.м3 в год.

Для увеличения дренируемых запасов пробурены наклонные скважины- 7056, 7045, 7028, 7021. С 1991 по 1995 г.г. введено 7 скважин, эксплуатационный фонд достиг 72 скважин.

В сентябре 1985 года УКПГ подключены к ДКС. В результате добыча сохранялась в течение 5 лет, удельный выход конденсата увеличился в течении 1,5 лет с 37,5 до 43,6 г/м3, затем снова начал падать по 4-5 г/м3 в год. Давление на БВН снизилось в первый год на 1,3 МПа, а затем снижалось на 0,6-0,3 МПа в год. Годовой объем воды возрос в первый год на 20%, максимально увеличился в 2,4 раза в 1989 году (90,4 тыс.м3 /год). По мере снижения производительности скважин и добыча воды. На 01.01.96г. она составила 49,4 тыс.м3 в год. В настоящее время давление на БВН 2,7 МПа, в газопроводе 2,5-2,6 МПа, то есть, исчерпан перепад давления, планируется ввод второй ступени дожимной компрессорной станции.

На 01.04.2003г. пластовое давление по УКПГ-12 составило 6,65 МПа, годовой темп снижения давления 0,2 МПа. За год отобрано 2,24 млрд.м3 газа, 18,098 тыс.т конденсата. С начала эксплуатации отобрано 136,23 млрд.м3, что составляет 66,8 % от балансовых запасов. Среднесуточный дебит газа составляет 114 тыс.м3/сут.

Уточним запасы газа методом падения пластового давления (табл. 1.7, рис. 4). В результате обработки в зависимости Р/Z-f (Qдоб.) получаем запасы 198 млрд.м3.

Таблица 1.7

Год	Рпл.,МПа	Qдоб, млрд.м3	Р/Z, МПа
1974	19,64	3,85	25,0
1975	18,79	9,94	24,0
1976	18,1	15,77	23,1
1977	17,47	21,87	22,3
1978	16,52	28,1	21,1
1979	15,93	34,5	20,4
1980	15,4	40,55	19,7
1981	14,99	46,7	19,1
1982	14,59	52,8	18,6
1983	13,94	58,95	17,7
1984	13,38	64,75	16,9
1985	13,14	70,34	16,6
1986	12,43	75,96	15,6
1987	11,91	81,69	14,9
1988	11,21	87,4	13,9
1989	10,87	93,02	13,4
1990	10,38	98,09	12,7
1991	9,72	102,85	11,8
1992	9,54	107,1	11,6
1993	9,3	110,91	11,2
1994	8,87	114,36	10,6
1995	8,6	117,57	10,3
1996	8,3	120,56	9,9
1997	8	123,5	9,5
1998	7,7	126,3	9,1
1999	7,4	129	8,7
2000	7,1	131,5	8,3
2001	7	134,1	8,1
2002	6,7	136,7	7,74
2003	6,5	139,3	7,48

1.11 Газоконденсатная характеристика залежи

для определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирование разработки и обустройства месторождения, переработки конденсата и контроля за разработкой, проводят исследования скважин на газоконденсатность. При промысловых и лабораторных исследованиях на газоконденсатность изучаются:

- составы пластового и добываемого газов и их изменения в процессе

- физико - химические свойства газа и конденсата

- фазовое состояние газоконденсатной смеси.

Промысловые исследования скважин на газоконденсатность проводятся в настоящее время с помощью:

- сепараторов, изготовленных самими предприятиями;

- контрольных сепараторов, входящих в состав УКПГ;

- малогабаритных сепараторных установок типа «Конденсат -2»;

- передвижных установок типа «Порта -Тест».

В период разведки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения были проведены исследования на 8 скважинах расположенных равномерно по всей площади месторождения. По результатам этих исследований были определены:

- состав пластового газа, плотность, коэффициент сжимаемости;

- критические параметры газа;

- потенциальное содержание углеводородов, С5+в - 76 г/м3;

- плотность стабильного конденсата, рк = 705 кг/м3;

- объемный коэффициент усадки нестабильного конденсата Ку =0,62;

- выход конденсата при одно - и двухступенчатой сепарации.

Результаты исследований при одноступенчатой сепарации.

Таблица 1.8

Выход конденсата,см3/м3	Температура , 0С	Давление, МПа
		4,0	6,0	7,5	9,0
нестабильного	-10	125	143	138	123
стабильного	-10	82	91	82	70
нестабильного	0	115	132	127	116
стабильного	0	75	81	75	63
нестабильного	+10	107	120	177	107
стабильного	+10	67	73	67	58

Результаты исследований при двухступенчатой сепарации.

Таблица 1.9

Давление сепарации, МПа	Температура сепарации, 0С	Выход конденсата
		1 ступень	2 ступень
1ст.	2ст.	1ст.	2ст.	См3/м3	г/ м3	См3/м3	г/ м3
11,0	6,8	8,0	-18	100	60-42	57	34-23

По результатам исследований было установлено, что конденсатность основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения неодинакова, и уменьшается снизу вверх по разрезу от 76,3 г/ м3 до 64 г/ м3 . Характерной особенностью залегания пластового газа является неравномерность распределения углеводородных и неуглеводородных компонентов.

В 1975 году были проведены исследования на газоконденсатность УКПГ - 2,6,7. Этими исследованиями было установлено, что начальное потенциальное содержание конденсата несколько ниже и равно 73,6. г/ м3.

После введения в разработку второй очереди (УКПГ-3,8,9) в1976 году были проведены исследования больших потоков газа и конденсата по отдельным УКПГ и скважинам, обслуживающим участки месторождения с различными пластовыми давлениями.

Исследования показали, что разница в пластовых давлениях по скважинам и УКПГ составляет 3,0 МПа, это и определило различия в потенциальных содержаниях конденсата в пластовом газе по площади месторождении (63,5 г/м - 73,6 г/м).

Анализ газов, прошедших сепарацию, позволило определить, что в отсепарированном газе остаточная концентрация углеводородов С5+в находится в пределах 0,22 -0,37% мол., что соответствует среднему содержанию С5+в, равному 9 г/м3. Исследования, проведенные на УКПГ-9, показали, что имело место унос конденсата из сепаратора.

В 1977 году проводились исследования по определению выхода стабильного конденсата и потенциального содержания углеводородов С5+в в пластовом газе месторождения с целью уточнения прогнозного изменения потенциального содержания конденсата. Если в 1976 году указанные определения проводились с использованием технологических ниток промысла, то в 1977 году для этих целей были исследованы замерные сепараторы, смонтированные на каждом УКПГ.

На первом этапе исследований изучалось пропускная способность замерных (контрольных) сепараторов на УКПГ -2 (скважины 108, 139). Исследования проводились сотрудниками газоконденсатной лаборатории совместно с работниками ЦНИПРа ПО «Оренбурггадобыча».

Пластовые давления в этих скважинах на 01.0.1977г. соответственно равнялись 18,9 МПа и 18,5 МПа. Скважина 108 работала из интервала 1426-1464 м, скважина 139 -из интервала 1623-1803 м.

В процессе исследования изменяли дебиты газа, и измеряли выход конденсата. Результаты исследований приведены в таблице 1.10.

Таблица 1.10.

№ скваж.	Давление в сепараторе, МПа	Дебит газа, тыс.м3/ч	Выход конденсата
			сырого	стабильного
			См3/м3	См3/м3	г/м3
139	11,8	26	81	49	35
		13	125	75	54
		11	125	75	84
139	10,8	30	88	53	38
		14	130	79	57
108	11,8	24	73	44	31
		14	106	64	46
		14	106	64	46

1.12 Характеристика водоносного бассейна и активность краевых и подошвенных вод

Геологическое строение водонапорной системы Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения непосредственно связано с Соль-Илецким сводовым поднятием, окруженным со всех сторон впадинами. В связи с этим региональный поток подземных вод может иметь систему со стороны востока Оренбургского выступа. Гидрологические условия района Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения определяются особенностями его геологического строения, среди которых важную роль играет наличие в разрезе мощной толщи соленосных отложений.

Эти соленосные отложения являются региональным экраном, который делит разрез на два изолированных друг от друга гидрологического этажа.

Верхний этаж включает подземные воды надсолевых, преимущественно терригенных отложений. К нижнему гидрологическому этажу приурочены пластовые воды подсолевых, в основном карбонатных отложений. Нижний гидрологический этаж представляет собой водонапорный бассейн, контролирующий основную разрабатываемую залежь. Все водоносные горизонты подсолевых отложений в той или иной степени гидродинамически взаимосвязаны, и представляют собой гидрологически единое целое.

Было выделено два водоносных комплекса:

Имеющий выход водовмещающих пород в газоконденсатную залежь - московско-филипповский водоносный комплекс;

Не имеющий выход водовмещающих пород в газоконденсатную залежь - визейско-башкирский водоносный комплекс.

Мощность водоносного бассейна составляет 500 м. он простирается на восток примерно, на 140 км до складчатого Урала, где водовмещающие породы нижней перми и карбона выходят на поверхность.

По фактическим данным Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в настоящее время наблюдаются следующие схемы обводнения:

1) по тектоническим нарушениям или зонам повышенной трещиноватости подошвенная вода поднимается к забоям скважин, и обводняет их;

2) подъем по тем же каналам подошвенной воды и растекание ее к забоям скважин по простиранию пластов;

3) обводнение скважин краевыми водами.

Установлено, что в зонах развитой трещиноватости, благодаря сложному характеру распространения в продуктивной толще трещин, нарушение и карстов, в эксплуатационных скважинах не наблюдается обводнение всех вскрытых или активно отрабатываемых поровых коллекторов.

На месторождении водонапорный бассейн в гидрогеологическом отношении изучен до глубины 3470 м. начальное пластовое давление на абсолютной отметке ГВК (-1750м.) до начала разработки месторождения в среднем составляло 20,6 МПа. Большинство опробованных скважин характеризуются невысокими дебитами воды 0,2 -10 м3/сут., и 10-50 м3/сут. при депрессии до 10-12 МПа. В ряде случаев приток воды не получен. На фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны - до50-141 м3/сут. При анализе обводнения всего фонда скважин с точки зрения даты появления воды, суммарной добычи газа до обводнения, времени работы скважин с водой, интенсивности водопритока и с привлечением данных геофизических исследований по выявлению интервалов водопритока, сделаны выводы о механизме обводнения скважин:

- первоначальное обводнение подошвенной воды происходит в зонах с развитой трещиноватостью. Для скважин в этих зонах характерны незначительные объемы отработанного газа до появления пластовой воды, непродолжительный период работы скважин с водой до полной ее остановки.

- развитие зон обводнения через продвижение пластовой воды по пластам с улучшенными коллекторскими свойствами от контура водоносности.

- растекание пластовой воды после остановок скважин с подошвенным обводнением по наиболее отработанным пластам с пониженным давлением II и III объектов. Для этих скважин характерны более значительные объемы добычи газа до начала обводнения и более продолжительный период работы скважин с пластовой водой, дебит воды выдержан во времени.

Эти выводы по механизму обводнения подкреплялись и данными промыслово-геофизических работ по водоотдающим интервалам и данными по поглощению глинистого раствора при бурении скважин.

Так, в пределах центральной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения существует несколько первоначальных «очагов» обводнения, которые связаны с развитием трещиноватости. Это обширная зона УГПГ -6,8, зона скважин 113, 118, 115, зона скважин 18-д, 106, 107 на УКПГ-2. более мелкие «очаги» подошвенного обводнения есть на УКПГ-3, 1, 12, 7. Пластовая контурная вода внедряется на УКПГ-3, где в хронологическом порядке обводняются скважины с южного контура водоносности. Незначительные зоны пластового обводнения есть на юге УКПГ-6, северо-западной части УКПГ-12, севере УКПГ-7.

В остальных зонах происходит растекание пластовой воды по наиболее отработанным пластам II и III объектов от «очагов» подошвенного обводнения.

1.13 Состав и свойства пластовых вод

По химическому составу и физическим свойствам пластовой воды надсолевых, солевых и подсолевых отложений резко различаются между собой.

В верхнем (надсолевом) гидрогеологическом этаже наблюдается быстрое нарастание минерализации подземных вд с глубиной и последовательная смена пресных вод солёными и рассолами.

Пресные воды с минерализацией до 2 г/л и преобладанием в ионном составе гидрокарбонат-иона, кальция и магния развиты в терригенных породах только до глубины первых десятков метров.

Пластовые воды филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми имеют плотность 1,203-1,207 г/см3, минерализацию 280-310 г/л и относятся к хлоркальциевому типу.

Пластовые воды продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми, имеют плотность в стандартных условиях 1,160-1,180 г/см3, в среднем 1,170 г/см3, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см3. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964МПа*с, объёмный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причём хлора больше, чем натрия, коэффициент (rNA+rK):rCl=0.72-0.84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния. Отношение r[Cl-(Na+K)]:rMg=3-5, следовательно, гидрохимический тип вод хлоркальциевый.

Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, 0,8-4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно 200-400 (в среднем 300).

Количество растворённого в воде газа (газосодержания пластовой воды) колеблется от 1,5-3,8 м3/ м3 и в среднем равно 2,6 м3/ м3. Состав водорастворённых газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов, сероводорода и двуокиси углерода. Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает её. Сероводород содержится от 4-7 до 25-39%, углекислый газ от 2 до 30-50%. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжёлых углеводородов составляет обычно 2-3%, азота 5-10%.