Федеральное агентство по образованию министерства образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ МИНИСТЕРСТВА ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Кафедра региональной и

нефтегазовой геологии

Реферат «Газовые месторождения России: Уренгойское и Оренбургское месторождения»

Выполнил: студент 4 курса, группы ГГР-2-09 СП

Аникеенко О.М.

Проверил: ассистент кафедры региональной и нефтегазовой геологии

Бессонова Н.В.

Пермь, 2013

Уренгойское газовое месторождение.

Уренгойское газоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите – крупной асимметричной впадине, выполненной терригенными отложениями.

Геологический разрез Западно-Сибирского бассейна представлен мезозойско-кайнозойскими песчано-глинистыми отложениями осадочного чехла и метаморфизованными породами фундамента палеозойского возраста.

Осадочный чехол северной части бассейна состоит из трех структурных этажей: триасово-аптского, апт-олигоценового и олигоцен-четвертичного. Континентальные песчано-глинистые отложения триаса (тампейская серия) несогласно залегают на поверхности палеозойского фундамента, выполняя рифтовые прогибы меридионального простирания. Отложения юры связаны с трансгрессией, распространявшейся с севера. Ранне-среднеюрские примущественно континентальные отложения (тюменская свита) имеют неодинаковое развитие на территории Западно-Сибрского бассейна, мощность их закономерно увеличивается с юга на север от 250 м до 2,5 км. Верхнеюрские морские отложения характеризуются наличием трех крупных трансгрессивных циклов.

Вплоть до берриаса в Западно-Сибирском бассейне сохраняются довольно глубоководные условия с низкими скоростями осадконакопления. На протяжении поздней юры и берриаса накапливаются богатые органикой глинистые отложения баженовской свиты, которые считаются основным источником УВ нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.

Готерив-барремское время (вартовская свита) ознаменовалось для платформы активизацией тектонических движений по периферии и, как следствие, обмелением бассейна. Нижнемеловые отложения представляют собой довольно мощную толщу (до 1000 м) песчаников с прослоями углей и глин.

В альбе – сеномане продолжается регрессия моря, прерываемая отдельными ингрессиями, в это время образуются песчаники с прослоями слабосцементированных песков и алевриты покурской свиты.

В туроне территория Западно-Сибирского бассейна подвергается новой сильной трансгрессии, в результате которой накапливаются глинистые отложения кузнецовской свиты, залегающие с размывом на отложениях покурской свиты.

Морское осадконакопление в Западно-Сибирском бассейне продолжалось до олигоцена, после чего оно сменилось озерно-аллювиальным. В неогене северная часть плиты испытывает инверсию, в результате чего возникает ряд поднятий.

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей (рис. 1), которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).

Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское

Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область (рис. 1). В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Уренгойский, Ямбургский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными.

Анализ распределения месторождения УВ в Надым-Пурской НГО свидетельствует о четком разделении ее на северную нефтегазоносную и южную нефтеносную территории. Так, в северной части известны крупные газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками – Уренгойское, Губкинское и др. В южной части области обнаружены исключительно нефтяные месторождения – Новогоднее, Етынурское, Варьеганское и пр.

Уренгойское месторождение правильнее всего было бы называть Уренгойским газоскоплением. Оно приурочено к Уренгойскому мегавалу – крупной (180х30 км) пологой брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания, которая является частью еще более крупного Нижнепурского мегавала. Строение Уренгойского вала осложнено рядом локальных поднятий, которые буквально насыщены газовыми залежами.

В строении Уренгойского месторождения участвуют породы от юрского до палеогенового возраста. Палеозойский фундамент фиксируется геофизическими методами на глубине около 5–7 км. Отложения юрской системы залегают на фундаменте несогласно и представлены нижним (тюменская свита), средним (абалакская свита) и верхним отделами (нижняя часть баженовской свиты). Тюменская свита представлена преимущественно угленосными континентальными отложениями – переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В абалакской и баженовской свитах преобладают темно-серые аргиллиты.

Отложения меловой системы, которые объединяют песчано-глинистые породы верхней части баженовской свиты, а также мегионскую, вартовскую, покурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты, по всей видимости, согласно залегают на юрских породах. К отложениям мегионской свиты относится ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников и аргиллитов. Кайнозойская эратема на месторождении представлена палеогеновой и четвертичной системами.

Залежи УВ Уренгойского месторождения имеют очень сложное геологическое строение. В разрезе выделяются три этажа нефтегазоносности: сеноманский, неокомский, ачимовский. Самый верхний сеноманский этаж находится на глубинах 1030–1260 м. Это самая главная по запасам газовая залежь месторождения. Ее мощность составляет 230 м. Продуктивные отложения представлены плохосортированными песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин покурской свиты. Пористость пород-коллекторов высокая – 25–35%. Песчаники сложены кварцем (50–70%), полевыми шпатами (25–35%) и обломками пород. Матрикс – глинистый. Региональной покрышкой для сеноманской залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена. Сеноманская залежь представляет собой залежь пластового типа. ГВК находится на абсолютных отметках от 1230 до 1141 м.

Рис. 2. Разрез осадочных отложений валанжина. Линия разреза показана на рис. 3

Неокомский этаж (валанжинские залежи) включает в себя 22 продуктивных пласта и находится на глубинах 1700–3100 м. Некоторые залежи имеют нефтяные оторочки (рис. 2). Мощность неокомского этажа составляет около 160 м. Продуктивные породы сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежи пластового типа, подстилаются подошвенной водой.

Нижний ачимовский этаж нефтегазоносности бурением изучен слабо. Он залегает на глубинах 3500–4000 м. Формирование газовых залежей произошло в неогене.

Строение Уренгойского месторождения осложняется тремя локальными поднятиями – северным, центральным и южным (рис. 3).

Рис. 3. Структурная карта поверхности резервуара сеноманской залежи. А-Б – линия разреза

Уренгойское месторождение является действительно уникальным, оно относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только газовому гиганту Северное/Южный Парс (Катар/Иран). Его извлекаемые запасы оцениваются до 10 трлн м³ газа, что в 3–5 раз превышают разведанные запасы газа Алжира, Мексики, Канады, Великобритании и Нидерландов вместе взятых.

Уренгойское НГКМ было открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 году разведочной скважиной, которая прошла сеноманскую газовую залежь на 89 м. Месторождение введено в эксплуатацию в 1978 году. Протяженность месторождения с севера на юг (от 65° до 68°с. ш.) составляет 220 км. Площадь месторождения – более 6 тыс. км2.

Газовые залежи Уренгойского месторождения характеризуются как метановые (CH₄ – 81–94%). Содержание N₂ и CO₂ не превышает 1%. Нефть из оторочек легкая (766–799 кг/м³), малосернистая.

Выделяемые на Уренгойском месторождении поперечные зоны нарушений также характеризуются падением пластового давления, межпластовыми перетоками газа, пониженными дебитами и другими геодинамическими аномалиями. Разделяемые этими зонами блоки имеют различия в мощностях и литологии продуктивных горизонтов, что свидетельствует об их конседиментационном генезисе и современной активности. Последняя, выражается как на карте смещений земной поверхности, составленной на основе интерферометрической обработки радиолокационных снимков коллективом авторов ВНИИГАЗа [3], так и на карте изобар сеноманского горизонта (Рис. 4).

Рис. 6. Радиолокационный снимок ENVISAT-ASAR (режим съемки ScanSAR) Уренгойского месторождения (а), карта смещений земной поверхности (б), карта изобар сеноманского горизонта (в) и карта положения газо-водного контакта (ГВК) (г).

Состояние эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») — 100 % дочернее предприятие ОАО «Газпром».

Оренбургское газоконденсатное месторождение.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 5), открытое в 1966 году на окраине города Оренбурга, находится в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Мощность газоносной толщи в Оренбургском ГКМ составляет около 550 м. Газ содержит, кроме углеводородных компонентов, сероводород, меркаптановую серу и гелий.

Рис. 1. Тектоническое строение и локализация основных нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

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 лауреата Государственной премии, 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».

Месторождение приурочено к асимметричному валообразному поднятию широтного простирания подсолевых нижнепермских отложений. Размеры вала 100x22 км, амплитуда 700 м. Выявлено три залежи (две c нефт. оторочками) в карбонатных отложениях - артинско-среднекаменноугольная (основная), филипповская (в подошве кунгурского яруса) и среднекаменноугольная. Первая залежь массивная, этаж нефтегазоносности 523 м, ГНК на отметке - 1750 м. Коллектор порово-трещинного типа c пористостью 6-13% и проницаемостью 0,1-24,1 мД. Начальное пластовое давление 20,9 МПa, температура 27°C. Состав газа (%): CH₄ - 81,5-88; C₂H₅ - 3,1-5,4; C₂H₆ + высш. - 1,9-9,2; CO₂ - 0-5,4; N₂ - 2,5-8,8; H₂S - 1,3-4,5. Начальное содержание стабильного конденсата 76,3 г/м³, плотность 698-715 кг/м³, содержание S – 1,13%. Нефтяная оторочка представлена тремя обособленными участками, линии BHK - не горизонтальны: от -1717 до -1784 м. Этаж нефтеносности 10-110 м. Плотность нефти 843 кг/м³, вязкость 2,4-6,9 мПа·c, содержание S 1,2%. Вторая залежь - пластовая сводовая, литологически ограниченная. Коллектор - "плойчатые" доломиты c пористостью 11%. Этаж газоносности 504 м. Нефтяная оторочка окаймляет западную часть залежи. Размеры оторочки 1,8x35 км. ГНК на отметке -1690, BHK на отметке -1760 м. Начальные пластовые давления 19,1 МПa, температуpa 20°C. Состав газа (в%): CH₄ - 88,2; C₂H₆ - 3,1; C₃H₆ + высшие - 4,1; CO₂ - 0,7; H₂S - 2,7; N₂ - 1,2. Третья залежь (глубина 2076-2359 м) массивная. Пористость коллектора 11%. Нач. пласт, давление 23-25 МПa, нач. содержание стабильного конденсата 91,5 г/м³.

Рис. 2. Геологическое строение Оренбургского ГКМ

Залежь массивного типа, коллекторы — в основном трещиноватые известняки и доломиты.

Список литературы.

1. Сулейманов Р. С., Маринин В. И., Зайчиков Г. М. Перспективы развития ресурсной базы Уренгойского нефтегазоносного комплекса // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2007. №4. С. 10–16.

2. Горная энциклопедия. Под ред. Е. А. Козловского. М.: Советская энциклопедия. 1991.

3. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства. Изд-во Нефть и газ. 2008. 276 с.

4. Багринцева К. И., Дмитриевский А. Н., Бочко Р. А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Под ред. К.И. Багренцевой. – М., 264 с.

5. Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И., Мальцев А. К., Рожков Э. Л. Геология нефти и газа. М: Недра, 1990. 240 с.

6. Горная энциклопедия. Под ред. Е. А. Козловского. М.: Советская энциклопедия, 1991.

Дата добавления: 2015-09-29