Первое высшее техническое учебное заведение в России

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