CC BY
150НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОРЕНБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Черных Н.В.1, Фролова А.А.2
1Черных Наталья Викторовна - старший преподаватель;
2Фролова Анна Александровна - студент, кафедра геологии, геолого-географический факультет, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Оренбургский государственный университет, г. Оренбург
Аннотация: данная статья посвящена нефтегазоносности Оренбургского месторождения. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение уникально. В пределах самого ОНГКМ насчитывается более 20 залежей нефти и газа. Ключевые слова: нефтегазоносность, Редутская структура, Приразломная структура, филипповская залежь, нефтенасыщенность.
Оренбургское НГКМ открыто в 1966 году по результатам ГРР. В конце 90х годов сейсморазведочные работы МОГТ-2Д проводились в юго-западной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Эти работы захватывали и северо-западную часть Оренбургского вала, в результате чего были выявлены и подготовлены для поискового бурения Мостовая, Редутская, Приразломная и другие структуры.
На Редутском объекте пробурены скважины 105 и 106 Западно-Оренбургские, а на Приразломном - скважина 107 Западно-Оренбургская, 104 скважина находится в 2 км юго-западнее от скважины 105 [1].
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным не только по своим размерам и запасам, но и по особенностям строения с широким диапазоном распространения нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу.
Севернее ОНГКМ, в пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия, известны месторождения нефти и газа, связанные, главным образом, с залежами девонского возраста (Донецко-Сыртовское, Дачно-Репинское, Ольшанское, Майорское и др.). При этом залежи нефти в колганской толще являются объектами разработки на Донецко-Сыртовском и Дачно-Репинском месторождениях.
По состоянию разведанности месторождения, сложившейся на сегодняшний день, в пределах самого ОНГКМ насчитывается более 20 залежей нефти и газа. Наличие такого количества залежей обусловлено многокупольным строением и развитием целой серии пластов, контролирующих самостоятельные залежи.
Нефтегазоносность филипповской газоконденсатной залежи известна с 70х годов, подстилается она нефтяной оторочкой. Результаты бурения и опробования скважины
105 и 106 Редутского участка в комплексе с новыми данными сейсморазведки внесли изменение в геометрию и нефтеносность филипповской залежи. Опущенный тектонический блок, на котором оказались 4 продуктивные скважины (95, 300Р, 105,
106 и 90) является полностью нефтенасыщенны. По существу это пластовая, тектонически экранированная залежь нефти размерами 7,3х1,5-3,6 км, высота залежи - 173 м в пределах блока. Водонефтяной контакт залежи на тектоническом блоке установлен по данным ГИС и опробования, а для подсчёта запасов принимается условный уровень (УПУ) на отметке минус 1853,0 м [2].
Нефтяная залежь пласта РШ на тектоническом блоке охарактеризована бурением пяти скважин, две из которых (95 и 300Р) рассматривались в 2001 г.
Нефтенасыщенные толщины в пределах блока изменяются от 11,4 м (скв. 300Р) до 7,6 м (скв. 106), в скважине 105 - 11,0 м, в скважине 90 - 8,0 м, в скважине 95 - 9,8 м. Количество проницаемых прослоев 6-8.
На Приразломном участке промышленная нефтеносность пласта PIII результатами опробования и ГИС скважины 107 Западно-Оренбургская уста-новлена в пределах абсолютных отметок минус 1802,5-1816 м, а ВНК залежи по материалам ГИС обосновывается на отметке минус 1817,4 м, что выше ВНК залежи PIII Редутского блока на 36,5 м. Приведённые данные свидетельствуют, что ловушки нефти на Редутском и Приразломном участках самостоятельные. Залежь нефти Приразломного участка - пластовая, тектонически экранированная. На участке пробурено 11 скважин, в том числе 3 поисковые и 8 - эксплуатационных. В данной работе новыми скважинами являются 77 и 107. Размеры залежи - 10х1 -2 км, высота залежи нефти на участке - 136 м.
Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 3,0 м (скв. 77) до 15,8 м (скв. 11-н), в том числе в скв. 107 - 6,8 м, количество промышленных прослоев - 5 [4].
Нефтеносность в девонских отложениях (песчаников колганской толщи) установлена на Оренбургском месторождении впервые в скважине 105 [3], а скважина 106 девонские песчаники (колганская толща), хотя и вскрыла по керну нефтенасыщенными, при опробовании в эксплуатационной колонне приток нефти оказался менее 1 м3/сутки, т.е. непромышленным.
В связи с новыми данными по нефтеносности западной части Оренбургского месторождения следует отметить, что потенциальные возможности ОНГКМ ещё не исчерпаны. Кроме Редутской структуры, на северо-западной окраине ОНГКМ сейсморазведочными работами выделены и подготовлены к глубокому бурению Мостовая структура, где по аналогии с Редутским объектом могут быть нефтеперспективны пласты девона, которые тектонически экранированы ордовикскими породами вала, образуя пластово-тектонические (стратиграфические) залежи нефти. Весьма вероятно, что залежь пласта PIII на этой структуре также окажется ниже отметки минус 1783 м.
Согласно "Распределению перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Оренбургской области" (Коврижкин В.С., 2001 г.) территория севернее Оренбургского вала относится к перспективным землям I категории со средней плотностью запасов 10 тыс. т на 1 км2.
Перспективные и прогнозные ресурсы локальных объектов западной периклинали Оренбургского вала суммарно составляют 85,4/43,5 млн т у. т., в т. ч. по нефти 67,2/26,1 млн т, по свободному газу - 16,3 млрд м3, конденсату - 1,893/1,135 млн т (по категориям С3 и Д1л).
Список литературы
1. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М., 2001.
2. Политыкина М.А. Подсчёт запасов нефти, растворённого газа и сопутствующих компонентов Западного участка Оренбургского месторождения (среднекаменноугольная и филипповская залежи) по состоянию на 01.2001 г. Оренбург, фонды ООО «ВолгоУралНИПИгаз», 2002.
3. Политыкина М.А., Багманова С.В. Отчёт по оперативному подсчёту запасов нефти Восточно-Песчаного и Западно-Оренбургского участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Оренбург, фонды ООО «ВолгоУралНИПИгаз», 2005.
4. Фролова Т.В. Технический отчёт № 2.06 исследования пластовой нефти скважины 107 Западно-Оренбургской площади. Оренбург, фонды ООО «ВолгоУралНИПИгаз», 2005.
