|
ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ В РОССИИ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ «ГОРНЫЙ»
Реферат по теме: «Крупные и уникальные месторождения нефти и газа, закономерности размещения их на территории и акваториях России»
По дисциплине: Геология нефти и газа
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
Выполнил: студент гр. НБ-11 ______________ / Волкотрубов Д.А. /
(подпись) (Ф.И.О.)
Дата:
ПРОВЕРИЛ: ____________ / Новикова В. Н./
(подпись) (Ф.И.О.)
Санкт-Петербург
2012 год
Содержание
Введение. 3
1. Классификация нефтяных и газовых месторождений. Общие характеристики размещения крупных и уникальных месторождений нефти и газа по нефтегазоносным провинциям России. 4
1.1. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. 6
1.2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция. 9
1.3. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция 11
1.4. Развивающиеся нефтегазоносные провинции. 12
2. Крупнейшие месторождения России. Их геологическое строение и основные характеристики. 14
2.1. Самотлорское месторождение. 14
2.2. Ромашкинское месторождение. 18
3. Заключение. 21
Список использованной литературы .. 22
ВВЕДЕНИЕ
Состояние развития нефтяной промышленности страны, как и любой другой сырьевой отрасли индустрии, зависит от целого ряда факторов, и прежде всего природного характера, т. е. от наличия сырьевой базы и ее количественной и качественной характеристики.
Прослеживается четкая зависимость обеспеченности запасами, объемов добычи, темпов развития нефтедобывающей отрасли в отдельных регионах от числа выявленных на их территории крупных и уникальных месторождений нефти.
Помимо решающего вклада крупнейших и уникальных месторождений в развитие нефтяной отрасли, велика их роль в экономике страны в целом. Освоение нефтяных месторождений является весьма сложным, трудоемким и многогранным процессом, в котором принимают участие различные отрасли индустрии страны. Открытие, подготовка к вводу в разработку и собственно освоение месторождения-гиганта дает мощный толчок развитию прежде слабо развитого региона, расширению его технической и научной базы на основе передовой техники и технологии, зачастую создаваемых целенаправленно для данного региона, что затем положительно сказывается на развитии в целом как нефтедобывающей, так и смежных отраслей промышленности.
1. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАЗМЕЩЕНИЯ КРУПНЫХ И УНИКАЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО НЕФТЕГАЗОНОСНЫМ ПРОВИНЦИЯМ РОССИИ
Наиболее важными среди топливно-энергетических ресурсов России являются уникальные месторождения углеводородов на территории суши и в шельфовой зоне морских акваторий. В соответствии с градацией месторождений по величине извлекаемых запасов, принятой в 1983 г. в СССР, месторождения углеводородов классифицируют следующим образом (табл. 1.1) [3]:
Таблица 1.1
| Месторождения нефти, млн. т | Месторождения газа, млрд. м3 |
Уникальные | > 300 | >500 |
Очень крупные | 100-300 | 100-500 |
Крупные | 30-100 | 30-100 |
Средние | 10-30 | 10-30 |
Мелкие | 1-10 | 1-10 |
Очень мелкие | <1 | <1 |
Нефтеносным на месторождениях страны является широкий комплекс преимущественно осадочных пород от венда до неогена, причем нефтегазоносность, по мнению ряда специалистов, может быть приурочена и к более древним породам, вплоть до верхней части фундамента. Имеющиеся же месторождения - в большей своей части к осадочным отложениям палеозоя и мезозоя (девонская, каменноугольная, пермская, юрская и меловая системы).
Современные исследователи выделяют на территории России 14 нефтегазоносных провинций (рис. 1.1), главенствующее значение среди которых имеют Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печорская.
Рис. 1.1. Обзорная карта размещения нефтяных месторождений по нефтегазоносным провинциям Российской Федерации: 1, 2— границы Российской Федерации, нефтегазоносных областей; 3, 4, 5— месторождения нефтяные, газовые, газонефтяные и нефтегазовые. Провинции: I — Тимано-Печорская, II — Волго-Уральская, III — Прикаспийская, IV — Северо-Кавказская; V — Западно-Сибирская, VI — Лено-Тунгусская, VII — Енисей-Анабарская, VIII — Лено-Вилюйская, IX — Охотская, X — Йритихоокеанская, XI — Баренцево-Карская, XII — Восточно-Арктическая, XIII — Балтийская, XIV — Анадырско-Наваринская, XV — Пенжинская, XVI — Лаптевская, XVII — Усть-Индигирская, XVIII — Южно-Чукотская
Большинство уникальных месторождений нефти и газа в недрах России связано с крупнейшей нефтегазоносной провинцией мира - Западно-Сибирской. Структуры, вмещающие эти месторождения, приурочены в основном к центральной части Западно-Сибирской платформы и имеют продолжение в пределах осадочного чехла Карского шельфа. Внутри близмеридиоиальной полосы, приуроченной к зоне широкого развития мезозойских и, возможно, мезозойско-кайнозойских рифтовых структур, обнаружено более 10 уникальных месторождений нефти и газа [2].
1.1. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Западно-Сибирская НГП (общая площадь 2090 тыс.км2). Эта, одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, приурочена к одноименной платформе (плите) и занимает большую часть ее территории. С учетом потенциальных ресурсов УВ она по своему рангу отнесена к мегапровинциям [3].
С запада, юга и востока НГП ограничена складчатыми сооружениями Урала, Казахстана и Енисейского кряжа. Перспективные земли имеют площадь 1740 тыс.км2, малоперспективные 350 тыс.км2. В числе перспективных земель 1416 тыс.км2 приходится на сушу, 124 тыс.км2- на губы и заливы и 200 тыс.км2 - на акваторию Карского моря.
В адмистративном отношении большая часть нефтегазоносной мегапровинции располагается на территории Тюменской области (1425 тыс.км2); остальная ее часть приходится на Томскую, Омскую, Новосибирскую, Екатеринбургскую области и Красноярский край.
Мезозойско-кайнозойский чехол Западно-Сибирской плиты представлен чередующимися толщами песчано-алевритовых и глинистых пород различного генезиса. По условиям образования они отвечают трем мегациклам: триас-антскому, апт-олигоценовому и олигоцен-четвертичному.
Западно-Сибирская мегапровинция приурочена к молодой платформе (плите) с гетерогенным фундаментом герцинской консолидации в западной и центральной частях, каледонской - в южной и юго-восточной, байкальской - в северной, восточной и арктической.
В северной тектонической области развиты преимущественно крупные линейные структуры типа мегавалов различных простираний.
В пределах Западно-Сибирского осадочного бассейна выделяется два основных нефтегазоносных подкомплекса: юрский и меловой [2].
Нефтегазоносными являются также доюрские отложения, включающие отложения осадочного триаса (образования промежуточного комплекса пермь-триасового возраста и гетерогенного палеозойского фундамента плиты). В настоящее время поисковым бурением доказана нефтегазоносность палеозойских отложений на юго-востоке плиты и в Среднем Приобье [3].
В ант-сеноманском комплексе сконцентрированы огромные запасы газа. Гигантские залежи открыты в кровле комплекса, в сеномане, на уникальных Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем, Заполярном и других месторождениях.
Основным продуктивным нефтеносным объектом Западной Сибири, содержащим также значительные запасы газа, является неокомский комплекс. Он развит на всей территории Западной Сибири.
Особенностью строения неокомского комплекса является заметное уменьшение песчанистости с востока на запад за счет последовательного функционального замещения песчаных тел глинистыми, начиная с нижних частей разреза и кончая верхними. Это замещение фиксируется серией весьма протяженных линий выклинивания пластов различных групп. На участках, где выклинивание песчаных пластов происходит на крыльях поднятий, образуются ловушки неантиклинального типа, с которыми могуг быть связаны залежи нефти и газа. Глубина залегания кровли комплекса в центральной части плиты колеблется от 1500 до 2200 м, в северной - от 1700 до 3000 м, на западе и юге провинции - от 1000 до 2300 м. Проницаемый неокомский комплекс перекрывается региональной глинистой покрышкой нижнеаптского возраста мощностью от 10-20 до 100-160 м [3].
На территории провинции открыты 49 крупнейших и уникальных месторождений нефти: из них 47 в Тюменской области и два в Томской. В группе крупнейших месторождений Тюменской области выделяются девять уникальных месторождений: Самотлорское, Красноленинское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское, Лянторское, Вать-Еганское, Тевлинско-Русскинское, Русское. Из них первые четыре месторождения самые крупные: разведанные начальные извлекаемые запасы нефти каждого из них превышают 500 млн. т.
Крупные и уникальные месторождения Западной Сибири сосредоточены в верхних комплексах осадочного чехла, примем первый из них в основном газоносный, а второй нефтеносный [2].
По типу залежи, в основном, пластовые сводовые, однако имеются залежи, в том числе крупные, приуроченные к ловушкам литологического типа. Глубина основных объектов разработки обычно не превышает 2700-2800 м. Важнейшая особенность этих месторождений состоит в их приуроченности к средне и высокоприницаемым коллекторам. В силу этого месторождения отличаются высокой эффективностью отдачи углеводородов; в них преобладают малосернистые и бессернистые нефти и газы. Часть запасов нефти крупнейших месторождений относится к категории трудноизвлекаемых, приуроченных к сложнопостроенным низкопроницаемым коллекторам и к подгазовым зонам нефтегазовых залежей. К этой же категории относятся запасы нефти повышенной и высокой вязкости, расположенные в верхнемеловых отложениях.
В разрезе почти каждого крупного месторождения наряду с высокопродуктивными горизонтами имеются пласты, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Есть месторождения, большая часть запасов которых относится к этой категории, среди них уникальные по запасам месторождения: Красноленинское, характеризующееся высокой фильтрационной неоднородностью продуктивных пластов и необычными термобарическими условиями; Приобское, залежи нефти которого приурочены к низкопроницаемым литологически не выдержанным пластам; Русское месторождение высоковязких нефтей; Лянторское, где нефть залегает в нефтяных оторочках и подгазовых частях залежей, и другие.
Самое крупное месторождение — Самотлорское — выработано на 64%. В целом, выработанность крупнейших месторождений Западной Сибири составляет 40,3%.
Предполагается, что величины коэффициентов извлечения нефти по рассматриваемым месторождениям Западной Сибири составят: для группы месторождений с НИЗ от 100 до 300 млн т — 0,380, для месторождений с НИЗ более 300 млн.т—0,397 [2].
Укажем на наиболее общие закономерности размещения залежей нефти и газа на Западно-Сибирской плите: концентрация УВ в центральных и северных районах плиты последовательно снижается к ее периферии; этаж нефтегазоносности повышается от периферийных к центральным районам (от коры выветривания палеозойского фундамента до кровли неокома) и от центральных районов к северным - до сенонских отложений (ипатовская свита); углеводороды концентрируются на крупных поднятиях, окруженных глубокими депрессиями. Центры концентрации связаны с областями генерации (депрессиями) и, кроме того, между собой структурными или сгруктурно-литолошческими линейными зонами концентрации запасов и цепочками месторождений.
1.2. ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (общая площадь 700 тыс.км2) охватывает восточную часть Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб. В нее входят земли республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Пермской, Самарской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской, а также частично Ульяновской и Свердловской областей.
Архей-раннепротерозойский фундамент залегает в пределах провинции на глубине от 800 до 1000 м на крайнем западе, в срединной ее части (соответственно Татарский и Пермско-Башкирский своды до 1,8-3 и 4-7 км, а в южной части Предуральского прогиба - в Оренбургском Предуралье (Оренбургский вал) - на глубине до 10-12 км.
На фундаменте, в средней и восточной частях провинции (кроме вершин сводов), залегает промежуточный комплекс - терригенная серия мощностью до 3-5 км.
Вышележащий разрез палеозоя, слагающий чехол ордовик, на юго- востоке девон, карбон и нижняя пермь, мощностью до 5 км, образован карбонатными и терригенно карбонатными осадками. В его основании и в нижней половине карбонатного разреза почти на всей площади провинции залегают базальтные горизонты: песчаники франского яруса девона, а в толще карбона располагаются сравнительно небольшие по мощности тер- ригенные пачки нижнего и среднего карбона (бобриковский и тульский горизонты) и московского яруса (верейскнй и каширский горизонты). К низам перми приурочен барьерный риф, протягивающийся вдоль Предуральского краевого прогиба.
Верхи нижней перми (кунгурский ярус) сложены гипсами и ангидритами, а в Оренбургском Предуралье - пачками соли. Мощность осадков этого яруса колеблется от нескольких сотен метров до 1,5 км. Верхняя пермь и триас сложены преимущественно пестро- и красноцветными осадками, мощность которых не превышает обычно нескольких сотен метров.
Толщи юры, мела и кайнозоя сложены пеечаниково-алевролито-глинистыми осадками с отдельными прослоями карбонатов. Их мощность (на юге территории) несколько сотен метров [3].
В пределах Волго-Уральской провинции открыты и разрабатываются 10 крупнейших и уникальных месторождений, из них четыре месторождения (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское и Арланское) имеют запасы более 300 млн т.
По нефтегазоносным районам крупнейшие месторождения распределяются следующим образом: три — Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское — в Татарстане (рис. 1.2), три — Арланское, Туймазинское и Шкаповское — в Башкорстане, два — Мухановское и Кулешовское — в Самарской, Чутырско-Киенгопское в Республике Удмуртия и Ярино-Каменноложское в Пермской области.
Рис. 1.2. Карта перспектив нефтегазоносности Республики Татарстан: 1, 2 – границы Республики, нефтяных месторождений, соответственно; 3, 4, 5, 6 – земли опоискованные оцененные, недостаточно опоискованные высокоперспективные, перспективные слабо изученные, малоперспективные соответственно
Основные запасы нефти приурочены к терригенным отложениям девона (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское, Шкаповское и др.), значительные запасы сосредоточены в терригенных отложениях каменноугольного возраста (Арланское месторождение) и карбонатах перми. Глубина залегания основных (девонских) продуктивных пластов составляет 2400-2700 м. Залежи в большинстве своем пластовые сводовые, типичные для месторождений платформенного типа, в нижнекаменноугольных и пермских отложениях широко распространены залежи структурно-литологического типа.
Практически все крупнейше и уникальные месторождения Урало-Поволжья находятся в поздней или завершающей стадиях разработки. По Туймазинскому, Шкаповскому и Ярино-Каменноложскому месторождениям степень выработанности НИЗ превышает 90%, по Ромашкинскому составляет 85,4%. В среднем по крупнейшим месторождениям Волго-Урала выработанность начальных извлекаемых запасов нефти составляет 83,3% [1].
Ожидаемый коэффициент извлечения нефти по месторождениям с начальными извлекаемыми запасами 100-300 млн т — 0,511, с НИЗ более 300 млн т — 0,480, в среднем по крупнейшим месторождениям Урало-Поволжья — 0,486.
1.3. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на северо-востоке Европейской части России на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. В провинции открыты и разрабатываются четыре крупнейших месторождения, три из них — Ярегское, Усинское, Возейское — находятся в Республике Коми, одно — Харьягинское — в Архангельской области.
Нефтеносность Тимано-Печорской провинции установлена в широком стратиграфическом диапазоне от ордовика до триаса, но основные разведанные запасы нефти сосредоточены в девонских и пермских отложениях.
Большинство месторождений Тимано- Печорской провинции относятся к числу сложнопостроенных. В начальных извлекаемых запасах разрабатываемых месторождений 40% составляют трудноизвлекаемые. Все крупнейшие месторождения находятся в разработке, но степень выработанности и доля их в общей добыче нефти по провинции весьма различны. Усинское и Возейское месторождения обеспечили 60% накопленной добычи нефти провинции, при этом отбор НИЗ также превышает 60% [3].
Весьма сложным для разработки является Ярегское месторождение, на котором из-за исключительно высокой вязкости нефти — около 15 ООО мПа*с — добыча ее осуществляется шахтным способом и естественно очень медленными темпами. За 75 лет разработки этого месторождения из него добыто менее 20% начальных извлекаемых запасов нефти [1].
Самым «молодым» из крупнейших месторождений Тимано-Печорской провинции является Харьягинское многопластовое месторождение очень сложного геологического строения, степень выработанности его запасов составляет 4,4%.
1.4. РАЗВИВАЮЩИЕСЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ
Баренцево-Карская НГП (площадь перспективных земель 1000 тыс.км2). Провинция занимает большую часть Баренцевского шельфа и северную часть Карского и приурочена к одноимённой краевой плите. Осадочный чехол перекрывает гетерогенное складчатое основание, глубина залегания которого изменяется от 2-5 км в краевых частях до 16-18 км в центральных частях провинции. В разрезе осадочного чехла выделено два литолого-стратиграфических комплекса, разделенных региональным несогласием. Нижний, палеозойский, представлен терригенными, карбонатными, вулканогенными, реже хемогенними породами мощностью от 400-600 м до 3 - 5 км. Верхний комплекс состоит из терригенных отложений, главным образом, пермско-мезозойского возраста. Основная масса осадочного чехла Баренцево-Карской провинции сосредоточена в пределах системы крупнейших отрицательных структур, таких как Нордкапский прогиб, Южно- и Северо-Барехщевская впадины, Северо-Карская синеклиза [3].
В осадочном чехле выявлено три нефтегазоносных комплекса: палеозойский, верхнеиермско-триасовый и юрско-меловой. В настоящее время в пределах провинции на акватории Баренцева моря открыто пять газоконденсатных и газовых месторождений: Штокмановское (уникальное), Ледовое, Лудровское, Мурманское и Северо-Кильдинское; продуктивными являются юрские и триасовые отложения.
Охотская НГП. Охотское море, в пределах которого расположена провинция, и сопредельные перспективные территории весьма разнородны по своему строению, характеризуются гетерогенным фундаментом и развитием земной коры разных типов. Неоднородна по своему строению и осадочная толща, представленная преимущественно терригенными образованиями.
Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное расположение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадков чехла, сложенных отложениями верхнего мела, палеогена и неогена, мощность которых в наиболее глубоких северных прогибах достигает 7 км [1].
Наиболее изученным является шельф о.Сахалина. Для сахалинских нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных областей установлен ряд возможно потенциальных комплексов. Первые приурочены к меловым и палеогеновым отложениям; ко вторым относятся даехуринский (нижний миоцен), уйнинско-дашнский (средний миоцен), окобыкайеко-нуговский (средний миоцен-плиоцен). Все они сложены в основном терригенными породами, донеогеиовые комплексы имеют большей частью высокую степень уплотнения.
В настоящее время на сахалинском шельфе открыто девять нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых месторождений: Одоптинское, Чайвииское, Аркутунское, Дагинское, Пильтун-Астохское, Венинское, Лунское, Киринское и Изыльметьевское. По величине запасов эти месторождения, в основном, крупные, а Лунское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным: его запасы превышают 700 млрд.м3.
Таким образом, крупные и уникальные месторождения нефти и газа, как правило, размещаются в депрессиоиных структурах земной коры (молодых и древних платформах, глубоких впадинах) с повышенной мощностью осадочных отложений и достаточным разнообразием структурных и литологических ловушек (поднятия между глубокими депрессиями, соляно-купольная тектоника, погребенные рифтовые образования и др.). Одной из характерных региональных особенностей размещения наиболее обширной группы уникальных месторождений нефти и газа в центральной части Западно-Сибирской плиты является связь близмеридиональиой полосы максимальной нефтегазоносности с проявленными здесь рифтогенными структурами мезозойского возраста. Весьма возможно, что на начальной стадии развития рифтов в условиях интенсивного глубинного тепломассопереноса существовали наиболее благоприятные температурные и иные условия для мобилизации углеводородов из нефтематеринских пород [3].
2. КРУПНЕЙШИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ РОССИИ. ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
2.1. САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Самотлорское месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и в России - расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15 км от Нижневартовска. В непосредственной близость к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые Аганское (с запада), Лорьеганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 2.1)
Рис. 2.1. Схема расположения нефтяных и нефтегазовых месторождений Нижневартовского нефтегазоносного района
По существующим оценкам, геологические запасы месторождения составляют около 7,1 млрд. тонн, из них извлекаемые – более 3,5 млрд тонн. Текущие извлекаемые запасы оцениваются в более 1 млрд. тонн нефти. Площадь Самотлорского месторождения составляет 1 752 км2. Разработка Самотлорского месторождения началась в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году и меньше чем за год буровики вышли на уровень добычи в 5 млн тонн нефти. В 1980 году на Самотлоре был поставлен рекорд годовой добычи — 158,9 млн тонн. Затем, в период экономических трудностей 1990-х годов, производство упало в восемь раз.
Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 086 куста скважин. Подобный подход обусловил основную нынешнюю особенность месторождения – значительное количество бездействующих скважин.
В свою очередь, за счет применения новых технологий (бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, зарезки боковых стволов, гидроразрыва пласта) удалось увеличить действующий фонд скважин до почти 8 тыс. Также реализована программа по освоению Усть-Вахской площади, пробурено 283 скважины и введено в разработку более 50 млн тонн запасов нефти.
На месторождении активно проводятся сейсморазведочные работы. Ежегодно выполняются полевые работы, идет процесс обработки и интерпретации сейсмических данных. Трехмерная сейсмика позволила открыть семь новых залежей нефти в пределах структур–сателлитов (в непосредственной близости от основных залежей месторождения) и вовлечь их в разработку. [5]
В региональном тектоническом плане Самотлорское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры III порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м.
Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов (рис. 2.2) [2].
Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.
Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.
Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.
Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.
Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.
По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.
В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.
В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.
Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.
Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%) [2].
2.2. РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Ромашкинское месторождение, являясь крупнейшим многопластовым месторождением платформенного типа Волго-Уральской провинции, территориально расположено в юго-восточной части Татарстана (рис.2.1). Оно было открыто в 1943 г. и в 1952 г. после проведения широкомасштабных геолого-разведочных работ было введено в разработку по основному эксплуатационному объекту.
Рис. 2.1. География Ромашкинского месторождения
Ромашкинское месторождение приурочено к сводовой части Южного купола Татарского свода, представляющего собой крупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100x100 км, ограниченное с запада Алтунино- Шунакским, с востока — Уральским прогибами и структурными уступами: Сакловским на севере и Бугульминским — на юге. По поверхности кристаллического фундамента наиболее повышенная часть купола — Ромашкинская вершина — является крупной структурой блокового строения, высотой около 50 м. В пределах вершины выделяются Миннибаево-Альметьевский, Павловско-Сулеевский и Азнакаевский блоки меридионального направления, разделенные узкими грабенообразными прогибами, возникновение которых обусловлено дизъюнктивными нарушениями. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков. Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона, имеющего моноклинально-ступенчатое строение, преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо-восточный склоны.
Структурный план терригенных отложений девона на западном, северном, северо-восточном и южном склонах поднятия повторяет формы кристаллического фундамента с выполаживанием их вверх по разрезу. По подошве семилукского горизонта среднего девона поднятие имеет северо-восточную ориентировку со смещением его купольной части в юго-западном направлении. По вышележащим структурно-тектоническим этажам рельеф месторождения характеризуется гораздо более сложным строением [1].
Структурному плану среднекаменноугольных отложений присуща снивелированность локальных поднятий,сглаженность и плавность структурных форм при заметном уменьшении их размеров и амплитуд. Выделяется юго-западная часть месторождения, где по отложениям верейско-серпуховского возраста прослеживается крупная структура, контролируемая единой, вытянутой в направлении с юго-запада на северо-восток антиклинальной зоной поднятий — Шугуровско-Куакбашским валом, который постепенно выполаживается в юго-западном и северо-восточном направлениях. Восточное крыло несколько круче западного. В пределах этого вала в направлении с юго-запада на северо-восток выделяются четыре поднятия: Ойкинское, Шугуровское, Сортоводское и Куакбашское.
Из краткого анализа тектонического строения Ромашкинского месторождения можно сделать общий вывод о закономерном изменении и усложнении вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей, явно выраженном несоответствии различных частей осадочной толщи. Одной из отличительных особенностей осадочного чехла месторождения является осложненность его сетью флексурообразных уступов или дислокаций различной длины, вызванных вертикальными подвижками блоков фундамента. Они объединяются в структурные террасы, ограниченные флексурообразными дислокациями по нескольким структурно-тектоническим этажам, и имеют различные размеры. В пределах месторождения выделяется несколько структурных террас (Миннибаевская, Альметьевская, Сулеевско-Поповская, Азнакаев- ская, Бугульминская и Сармановская), характеризующихся относительно устойчивыми гипсометрическими уровнями. Они различаются по строению осадочного чехла, его толщине, а также и по глубинному строению кристаллического фундамента и осложнены большим количеством локальных поднятий [2].
Достаточно значительная по толщине осадочная толща, слагающая разрез Ромашкинского месторождения, представлена палеозойскими отложениями, залегающими на гранито-гнёйсовых породах кристаллического фундамента. В разрезе палеозоя на территории месторождения выделяются отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенные как карбонатными, так и терригенными породами. В разрезе месторождения в девонских и каменноугольных отложениях установлена нефтеносность 22 горизонтов, из которых 18 относятся к промышленнонефтеносным.
Ромашкинское нефтяное месторождение входит в двадцатку супергигантских месторождений мира. Его открытие и освоение на многие годы определило развитие всей нефтяной промышленности страны. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только здесь, но и в масштабах всей страны и за её пределами.
Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. «Ромашкино» и сегодня остаётся главным месторождением Татарстана. В год оно даёт более 15 млн. нефти, или половину объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд. тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения [4].
3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Уникальные месторождения углеводородов выявлены пока в пяти из 14 нефтегазоносных провинций на территории Российской Федерации: Волго-Уральской, Прикаспийской, Западно-Сибирской, Охотской и Баренцево-Карской, причем большинство из них сконцентрированы в центральной части Западно-Сибирской провинции вдоль полосы широкого развития мезозойских рифтов близмеридионалыюго простирания.
Общей особенностью размещения уникальных месторождений нефти и газа является их приуроченность к осадочным бассейнам с наиболее высокой мощностью осадков (Прикаспийская впадина, центральная часть Западно-Сибирской платформы, структуры арктического шельфа и др.), повышенной проницаемостью и высокой мощностью коллекторов, присутствием структурных и других ловушек, а также горных пород с первично высоким содержанием органического вещества. Весьма благоприятным фактором является, вероятно, интенсивный глубинный тепломассоперенос, который способствовал мобилизации углеводородов из нефтематеринских пород. Такие термодинамические условия существовали в рифтогенных структурах Западно-Сибирской платформы, Прикаспийской впадины и других структур.
Большинство уникальных месторождений нефти и газа в недрах России связано с крупнейшей нефтегазоносной провинцией мира - Западно-Сибирской.
Список использованной литературы:
1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Абдулмазитов Р. Д., Баймухаметов К. С., Викторин В. Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В. Е. Гавуры. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 1. – 280 с.
2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Абдулмазитов Р. Д., Баймухаметов К. С., Викторин В. Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В. Е. Гавуры. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 2. – 352 с.
3. Уникальные месторождения полезных ископаемых России. Закономерности формирования и размещения. СПб, 1996. П.Г.ЧОЧИА, Е.В.ГЕРМЛЛ, А-А.МОЛЧАНОВ, А.А. СМЫСЛОВ - Статья «УНИКАЛЬНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ РОССИИ».
4. URL: http://ru.wikipedia.org/wiki/Ромашкинское_нефтяное_месторождение
5. URL: http://www.tnk-bp.ru/production/exploration-production/projects/samotlor/
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 98 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
Уважаемые Дамы и Господа рады представить вашему вниманию концертную программу от профессиональных танцоров восточного танца из Тольятти - Татьяны Буликян и ансамбля «Любовь Востока». В репертуаре | | | Джованни Пико делла Мирандола |