Нижнеангидритовый горизонт приурочен к отложениям ни-китовской свиты нижней перми и представлен чередующимися терригенными и хемогенными породами. В составе хемогенных отложений преобладают ангидриты и доломиты, реже встречаются доломитизированные известняки, мергели, каменная соль, породы смешанного состава: ангидрито-доломиты, доломито-ан-гидриты. В разрезе к коллекторам относятся кавернозно-трещиновато-пористые доломиты и доломитизированные известняки, емкостью в которых служат поры и каверны, а трещины выполняют роль путей фильтрации. К пористым коллекторам относятся рыхлые крупнозернистые алевролиты и песчаники с открытой зерновой пористостью более 8—10% и проницаемостью более 0,5 • 10~12 м2, к трещиновато-пористым — плотные мелкозернистые глинистые алевролиты с пористостью менее 8—10% и проницаемостью 0,5-10~13 м2.
Для НАГ свойственна следующая геолого-промысловая характеристика: высота залежи 100—150 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1400 м, средняя эффективная мощность 18,4 м, средняя пористость 8%, проницаемость (0,5— —6) 10~12 м2, коэффициент газонасыщенности 70%, средняя температура пласта 45—50° С, начальное пластовое давление 22,5— 23,5 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.
В СМП условно выделены пять горизонтов. В основу деления положен литологический принцип. СМП представлена глинами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторами служат песчаники и алевролиты. Геолого-промысловая характеристика СМП следующая: высота залежи 450 м, средняя глубина залег|ания продуктивного пласта 1870 м, средняя эффективная мощность 32,5 м, средняя пористость 11%, проницаемость (4—15)10~12 м2, средняя температура пласта 59—62° С,
14
начальное пластовое давление 23,5—24,0 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.
В АСК выделены семь горизонтов. АСК состоит из глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторами служат песчаники и алевролиты. Высота залежи 500 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 2250 м, средняя эффективная мощность 39 м, средняя пористость 12,8%, проницаемость (7—22) 10—12 м2, средняя температура пласта 74—77° С, начальное пластовое давление 24,0—24,9 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.
Все объекты разрабатываются в основном самостоятельными сетками скважин.
ОРЕНБУРГСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Продуктивность месторождения связана с карбонатной толщей перми — карбона, надежно перекрываемой сульфато-гало-генной толщей кунгурского яруса перми [31].
Сложность геологического строения залежи обусловливается следующим.
Газовая залежь пластово-массивная, подстилается пластовыми водами на площади почти в 1500 км2.
Этаж газоносности в сводовой части месторождения превышает 500 м.
Резкая изменчивость литолого-фациальных и коллекторских свойств карбонатного массива по площади и разрезу.
Наличие маломощной (не более 20 м) подстилающей нефтяной залежи, по-видимому не имеющей сплошного распространения.
Наличие в залежи аномально высокого пластового давления наряду с аномально низкой пластовой температурой.
Присутствие в газе и в подстилающих залежь водах активных корродирующих компонентов — сероводорода и углекислого газа.
Коллекторские свойства продуктивной карбонатной толщи варьируют в широких пределах; в разрезе в различных сочетаниях переслаиваются плотные, трещиноватые, пористые, кавернозные и смешанные коллекторы. Средняя эффективная открытая пористость, принятая для подсчета запасов газа, составляет 11% (при нижнем пределе 6%), газонасыщенность — 65%; средняя проницаемость колеблется от долей до 2-10~12 м2.
Первоначальное положение газожидкостного контакта принято по изог|ипсе— 1750 м по кровле отложений артинского яруса перми. Размеры основной залежи составляют 107,5x18— —20 км. Начальное пластовое давление на отметке плоскости ГЖК составляло 20,6 МПа.
Оренбургское газоконденсатное месторождение разбурено по
15
равномерной сетке со средним расстоянием между скважинами 1 км, они сгруппированы в УКПГ.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.