Открытие уникального Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения произошло в ноябре 1966 года не далеко от города Оренбурга, когда был получен первый газ из разведочной скважины № 13 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. На начальном этапе разработки запасы газа были оценены в объеме 1,805 триллионов кубических метров, а конденсата 132 миллиона тонн. 11 установок комплексной подготовки газа (УКПГ) были построены на территории трех районов Оренбургского, Илекского и Переволоцкого.
В 1970 году образовалось Газопромысловое управление, за этот год был добыт первый промышленный объём газа, далее в период с 1971 по 1978 произошёл ввод в эксплуатацию нескольких УКПГ. Благодаря плодотворной работе управления и вводу новых скважин к 1981 году удалось достичь максимального годового уровня добычи газа, что составило 48,7 млрд. м 3 . Затем с 1984 по 1987 год вводились в эксплуатацию две дожимные компрессорные станции (ДКС-1, ДКС-2), а через 19 лет последней была введена ДКС-3. Это позволило производить качественный отбор голубого топлива для перекачки конечным потребителям. В 2001 году был добыт первый триллион кубометров Оренбургского газа. Период с 2006 по 2010 годы характеризовался как положительный, когда сохранялся уровень стабильной добычи — 18 млрд. м 3 . 2016 год ознаменовался большим событием — 50-летием со дня открытия Оренбургского НГКМ. А в 2020 году свой полувековой юбилей отметило Газопромысловое управление.
Рис. 1. Карта расположения ОНГКМ
Проект разработки месторождения предусматривал равномерное размещение скважин по площади залежи, но наличие не благоприятных географических условий (овраги, реки, леса в пойменных зонах), расположение военных объектов и населенных пунктов не позволили осуществить запланированную сетку расположения скважин.
Содержание в пластовой продукции агрессивных неуглеводородных компонентов (Н 2 S, СО 2 , N) является особенностью месторождения. Наличие сероводорода предопределило строительство и пуск в работу газоперерабатывающего завода, включающего в себя установку по очистке газа от сероводорода и получения товарной серы, а содержание гелия в пластовой продукции — строительство гелиевого завода.
ОНГКМ находится в зоне резко-континентального климата. Перепад температуры между летним и зимним периодом составляет более 80 ºС. Так максимальная температура летом составляет 40 ºС, а минимальная температура зимой минус 42 ºС. Данный фактор создает дополнительные трудности при добыче газа и газового конденсата. Летом — отсутствие достаточного количества осадков в виде дождя, а значит повышенная пожароопасность (возгорание лесополос, степных и посевных площадей). Зимой — промерзание грунта до 1,8 м, что приводит к значительному снижению температуры пластовой смеси, транспортируемой по шлейфам и газопроводам, в результате чего повышается вероятность образования гидратов и выпадения жидкости с образованием гидравлических пробок.
Сегодня в разработке находятся пять залежей Оренбургского НГКМ: Основная газоконденсатная залежь артинско-среднекаменноугольного возраста, Артинско-сакмарская газонефтяная залежь, Филипповская газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, Ассельская и Среднекаменноугольная газонефтяные залежи.
Основная газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения пластово-массивного типа и приурочена к Оренбургскому валу. Площадь газоносности, вытянутая с запада на восток длиной 120 км и в ширину до 20 км. Толщина продуктивного пласта достигает 550 м.
Продуктивный разрез и структурная карта Основной газоконденсатной залежи с указанием расположения всех газонефтяных залежей западной и восточной зон показана на рисунке 2
Рис. 2. Продуктивный разрез и структурная карта Основной газоконденсатной залежи
Разрез сложен известняками, в основном органогенными. Отдельные участки сложены перекристаллизованными, доломитизированными, сульфатизированными и трещиноватыми известняками.
В продуктивном разрезе выделены три газонасыщенных пласта (I объект, II и III). Продуктивный пласт Основной залежи неоднороден по: площади и толщине, пористости, проницаемости, газонасыщенности, конденсатонасыщенности, водонасыщенности, что влияет на производительность добывающих газоконденсатных скважин. Следует отметить, газонасыщенность определялась как средневзвешенная на эффективный объем для пластов-коллекторов толщиной более одного метра.
Из Основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ получено 1249,7 млрд м 3 газа, что составило 72,4 % от начальных запасов и добыто 44,61 млн. тонн нестабильного конденсата.
На начало разработки залежи состав пластовой смеси определялся лабораторным методом по пробам, отобранным в разведочных скважинах. В составе газа присутствуют: метан — 83,56 %; этан — 4,02 %; пропан — 1,76 %; бутаны — 0,92 %; пентаны+вышекипящие — 1,75 %; азот — 5,6 %; гелий — 0,057 %; меркаптаны — 0,033 %; углекислый газ — 0,67 %; сероводород — 1, 72 %. Начальное содержание конденсата — 73,5 г/м 3 («сухого» газа). Плотность стабильного конденсата — 716 кг/м 3 . В процессе разработки состав пластовой смеси изменяется. Смесь становится легче, так как с уменьшением пластового давления концентрация С 5+В , уменьшается, а метана увеличивается.
Групповой состав является важным свойством конденсата, так как от него зависит степень растворимости конденсата в газе.
При известном составе можно определить начальное содержание конденсата в пластовом газе, давление начала и максимальной конденсации. Из группового состава конденсата на метановые углеводороды приходится максимальная массовая доля, что обеспечивает начальное содержание конденсата в газе.
Газоносные коллекторы Основной газоконденсатной залежи в основном устойчивы к разрушению при создаваемых депрессиях. Абсолютная величина депрессии зависит от сцементированности песчаников и предела устойчивости других пород и определяется по данным эксплуатации скважины либо экспериментальным (лабораторным) путем. При определенной (допустимой), величине градиента давления, породы не разрушаются, если фактический градиент давления не превышает допустимую величину.
Основная газоконденстная залежь Оренбургского НГКМ характеризуется наличием устойчивых пород к разрушению, что очень важно при строительстве горизонтальных скважин и проведения «зарезок» боковых стволов с горизонтальным окончанием и их эксплуатации.
Однако предусмотрено, для исключения образования песчаных пробок из-за разрушения пород в призабойной зоне скважины применять различные типы фильтров, которые в свою очередь в последствие осложняют проведение ремонтных работ.
Геолого-технические мероприятия — основной способ повлиять на продуктивность скважин.
На текущий момент разработка месторождения находится в периоде падающей добычи. Дефицит пластового давления не позволяет осуществлять подготовку скважинной продукции до нормативных технических условий, что приводит к некачественной осушке газа от углеводородов и пластовой воды.
Всевозможные мероприятия по интенсификации позволяли скважинам долгое время удерживать фактический среднесуточный дебит по газу в соответствии с проектным. Но в целом тенденция уменьшения продуктивности скважин ОНГКМ продолжает проявляться в той же мере, что и предыдущие годы. Это связанно с нарастающей степенью выработки запасов и снижением пластового давления.
В перспективе для повышения ресурсного потенциала с целью стабилизации и последующего увеличения добычи сырья планируется: строительство новых газовых скважин и восстановление старых методом зарезки боковых горизонтальных стволов; проведение геолого-технических мероприятий на фонде скважин Оренбургского НГКМ; открытие и освоения месторождений на новых лицензионных участках; разработка и внедрение совершенно новых технико-технологических решений по освоению месторождений на поздней стадии разработки; реконструкция и техперевооружение объектов газодобывающего комплекса.
Литература:
- Технологический проект разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения — Оренбург, 2012, Фонды ООО «ВолгоУралНИПИгаз».
- Алиев З. С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений — 2002 г.
- Гриценко А. И., Алиев З. С. и др. Руководство по исследованию скважин- М. Наука, 1995 г.
