Геологическое строение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится в 30 км от г. Оренбурга в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, которая прослеживается на территории Кировской, Пермской, Оренбургской, Волгоградской, Саратовской, Свердловской, Пензенской и Ульяновской областей. Первый газ на месторождении был получен из разведочной скважины № 13, пробуренной в ноябре 1966 года бригадой С. Д. Иванова, работавшего в составе Оренбургского территориального геологического управления под руководством кандидата геолого-минералогических наук И.А. Шпильмана. Разрабатывается с 1971 года. Промышленная добыча газа началась в 1974 году. Добычу газа ведёт ООО «Газпром добыча Оренбург».

Мощность газоносной толщи в Оренбургском ГКМ составляет около 550 м. Газ содержит, кроме углеводородных компонентов, сероводород, меркаптановую серу и гелий.

Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем 1000 скважинам.
Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуро-формирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до20 км.

В геологическом разрезе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) принимают участие (сверху вниз) терригенные верхнепермско-четвертичные отложения, соленосные кунгурские породы и карбонатные каменноугольно-нижнепермские отложения. Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней перми в объеме от артинского до ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками органогенными, в значительной степени измененными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми.

Газоконденсатная залежь находится в известняках подсолевого комплекса на глубине 1300-1800 м, имеет размеры 125×25 км, толщину до 520 м, подстилается мощной (1000-1500 м) водонапорной системой.
Покрышкой залежи служат соленосные породы кунгура.
Местами в них содержатся рассолы (рапа), обладающие высокими концентрациями ряда микроэлементов, пригодными для промышленного извлечения.
Пластовые воды водонапорной системы ОНГКМ характеризуются повышенными содержаниями йода и брома, указывающими на возможность организации йодо-бромного производства.

В недрах Оренбургского НГКМ остаётся еще около 700 млрд м3 газа.

Запасы газа состовляют 1.6 трилионов куб.м. В газесодержится конденсат, сероводород, меркаптаны, сероокись, углекислый газ и гелий. Содержание сероводорода в газе по площади месторождения различное и калеблится в пределах от 1.3 до 4.5 % объемных. Газоконденсатный фактор около 100 куб.см. на 1 куб.м. газа.
Глубина залегания газовой залежи 1400 - 1900 м. Начальное пластовое давление 203 ата, пластовая температура газа 30'С

Месторождение расположено к югу и юго-западу от г.Оренбурга и простирается вдоль реки Урал на 120 км. при ширине 20 км. Основная часть месторождния расположена на левом берегу реки Урал. Общая площадь газоносности сотавляет около 1500 кв.км.

В пределах месторождения расположен ряд населеных пунктов сельскоготипа и проходят автомобильная дорога Оренбург - Илек и железная дорога Оренбург - Соль-Илецк

На месторождении выделяются три части: центральная, западная и восточная.

Центральная и восточная части месторждения расположены на пахотных землях, западная - покрыта лесом и заливаемой паводковыми водами пойме реки Урал.

Месторождение является самым крукным в мире месторождением природного газа с содержанием сероводорода.

Сероводородосодержащие газовые и газоконденсатные месторождения Канады, Франции, ФРГ, США, Ирана имеют значительно меньшие размеры и запасы газа.

Так наиболее крупное из зарубежных месторождений Лакское (Франция) с содержанием в газе 15 % сероводорода имеют размеры 15*8 км. и добыча газа с нег не превышает 10 млрд.куб.м. в год.

Сероводородосодержащие месторождения Канады незначительные по размерам и запасам газа: со всех месторождений (более 20) перерабатывается около 70 млрд.куб.м. газа в год, а крупнейшее газоперерабатывающие заводы имеют мощности до 5 млрд.куб.м. в год по перерабатываемому газу.

Ценность Оренбургского месторождения наряду с огромными запасами газа и выгодным географическим положением заключается в том, что в этом месторождении содержится извлекаемых запасов серы 43 млн.т., тяжелых углеводородов 143 млн.т., этана 48 млн.т. Общая стоимость товарноу продукции, содержащейся в недрах, в оптовых ценах оценивается примерно в 35 млрд. рублей.

Геологическое строение

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части. На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (10-15°), отметки достигают минус 1800-1840м в западной части поднятия и почти минус 1900 м - в восточной).

На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 1,5-2°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.

В пределах поднятия выделяются три купола - Западный, Центральный и Восточный.

По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно в пределах месторождения выделено и изучено более 10 продуктивных (содержащих газ, нефть) пластов.

Основной объем осадочного чехла принадлежит девону, карбону и перми.

На обширной территории Волго-Уральской провинции выделяется ряд крупных тектонических элементов – сводов, валов, прогибов, которые осложнены более чем двумя тысячами локальных поднятий, размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами до 100 м и более. Основными положительными структурами являются выступы фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют крупные своды: Татарский, Жигулевский, Токмовский и Коми-Пермяцкий. Оренбургский и Башкирский своды выражены только в осадочном чехле. Своды разделены впадинами, некоторые из которых имеют грабенообразное строение. В пределах положительных структур фундамент залегает в среднем на глубине 1,4–2 км, в депрессионных структурах – 4,5–6 км.

Строение фундамента и осадочного разреза Волго-Уральской провинции значительно осложнено узкими линейными разломами. К ним приурочены валы асимметричного строения и структурные уступы.

Волго-Уральская провинция выделяется в основном как нефтеносная. В юго-восточном направлении нефтяные залежи сменяются газонефтяными и газоконденсатными. Промышленная нефтегазоносность связана главным образом с палеозойскими отложениями девона, карбона и перми. Основными по запасам нефти являются терригенные отложения девона, содержащие от одного до восьми продуктивных горизонтов. Нефтепроявления отмечены в породах рифей-вендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Основные запасы приурочены к глубинам 1,5–2,5 км.

Большинство месторождений нефти и газа связано с антиклинальным и куполовидным поднятиям. В пределах провинции месторождения распределены крайне неравномерно – подавляющее их число приурочено к Татарскому и Башкирскому сводам. Для многих месторождений характерны многопластовость и многозалежность, в некоторых случаях число залежей достигает 15–20. Залежи в основном пластовые, сводовые, литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве – тектонически экранированные.

В пределах Волго-Уральской провинции выделяется тринадцать нефтегазоносных областей (НГО), отвечающих наиболее крупным нефтегазоносным тектоническим элементам провинции: Верхнекамская, Прикамская, Северо-Татарская, Мелекесская, Южно-Татарская, Уфимская, Пермско-Башкирская, Средневолжская, Бузулукская, Оренбургская, Средне-Предуральская, Нижне-Волжская. Газонефтеносной является только Оренбургская провинция.

Оренбургский вал имеет сложное строение, обусловленное сочетанием многообразных тектонических и седиментационных факторов. В современном структурном плане вал прослеживается по отражающим горизонтам палеозоя (рис. 2).

Основные запасы газа связаны с докунгурскими (артинского, сакмарского и ассельского ярусов) отложениями нижней перми, а также отложениями верхнего и среднего карбона, которые представлены карбонатно-сульфатной и карбонатной (известняки и доломиты) толщами. Залежь массивная. Коллектор порово-трещинного типа c пористостью 6–13%. Мощность газоносной толщи составляет около 550 м. Региональной покрышкой является галогенно-сульфатная толща кунгурского возраста мощностью около 800 м. Основная залежь характеризуется сложным распределением отметок газонефтяных и водонефтяных контактов. ГНК располагается на отметке -1750 м, BHK – на отметках от -1717 до -1784 м. Этаж нефтеносности составляет 10–110 м. Нефтяные оторочки представлены тремя обособленными участками.

Незначительная залежь локализована в плойчатых доломитах филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. Залежь – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Этаж газоносности 504 м. ГНК находится на отметке -1690 м. Содержит в западной части нефтяную оторочку размером 1,8х35 км. BHK располагается на отметке -760 м.

Третья газоконденсатная залежь приурочена к глубинам 2076–2359 м. Залежь массивная. В составе газа в значительном количестве (до 5%) отмечается сероводород.