Всё для Учёбы — студенческий файлообменник
1 монета
doc

Студенческий документ № 081230 из ГПИ

Московский Государственный университет

Им. М. В. Ломоносова.

Геологический факультет

Кафедра геофизических методов исследования земной коры.

Реферат на тему:

"Западно-сибирский

нефтегазоносный

бассейн"

Выполнила:

Студентка 4 курса

410 группы

Баранчук Ксения

Москва

2011 Стратиграфия. Тектоника.

Западно-сибирский нефтегазоносный бассейн является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира. Он распологается в пределах Западно-сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Имеет площадь около 3,5 млн. км2.

В отношении тектоники Западно-сибирский бассейн. расположен в пределах Западно-сибирской плиты и ограничен на западе - герцинскими сооружениями Урала, на востоке - выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на юге - каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений. Все перечисленные сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового и, в меньшей степени, неогенового возраста. Более древние отложения (триас и палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна (1000 м), но в основном их мощность составляет 200-600 м. Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками. Их мощность редко превышает 300 и 500 м соответственно. Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м (в центральной части бассейна) до 1000 м (на севере). Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (более 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды - Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе - Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере - мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов изменяется от 1500 до 4000 м. Сами своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на северо-востоке бассейна.

На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

Развитие и характеристики бассейна.

В формировании Западно-Сибирского мегабассейна выделяется три стадии: ранне-плитная, плитная и стадия тектонической активизации, связанная с раскрытием в кайнозое Арктического океана.

Нижне-среднеюрские отложения формировались в раннеплитную стадию, отвечающую среднему - позднему триасу, ранней и средней юре (62 млн. лет), когда шло интенсивное прогибание земной коры, денудация верх-непалеозойского горно-складчатого сводового поднятия и образование Западно-Сибирского мегабассейна в современных размерах. Заполнение бассейна осадками шло с севера на юг ,в основном, по рифтовым долинам на фоне эвстатических колебаний уровня Мирового океана и высокой интенсивности тектонического режима погружения земной коры. Вo время трансгрессий отлагались преимущественно глинистые толщи, в время регрессий - песчано - алевритовые. Первые служат экранами и одновременно нефтематеринскими породами, вторые - резервуарами нефти и газа.

На раннеплитной стадии сформировалось пять нефтегазоносных комплексов, каждый из которых состоит из резервуара и покрышки. В нижней юре выделены зимний, шараповский и надояхский резервуары, перекрытые левинским, китербютским и лайдинским экранами соответственно. Они объединены в зимний, шараповский и надояхский нефтегазоносные комплексы. В средней юре установлены вымский и малышевский резервуары, перекрытые леонтьевским и нижневасюганским экранами, объединенные в вымский и малышевский нефтегазоносные комплексы.

Указанные комплексы, по данным глубокого бурения, сейсмическим и каротажным данным, уверенно прослеживаются по всей территории бассейна. При этом на севере они представлены в морских фациях (Ямало-Гыданская фациальная область), а на юге бассейна - преимущественно в континентальных (Обь-Иртышская фациальная область). В широтном течении р. Оби, в пределах земель севера Томской области, Ханты-Мансийского округа и южных районов Ямало-Ненецкого округа, выделяется Обь-Тазовская фациальная область, где отложения нижней и средней юры слагаются переходными фациями от континентальных к морским. По фациальному составу осадков, разнообразию ловушек, геохимическим и глубинным факторам область представляется наиболее перспективной для поисков крупных высокодебитных залежей нефти и газа.

Структурные зоны фундамента особенно большое воздействие оказали на фациальный состав и мощность осадков нижне-среднеюрских отложений. Продвижение бассейна и заполнение его осадками происходило по рифтовым желобам и прогибам. Межрифтовые и другого типа поднятия фундамента на раннеплитной стадии представляли собой подводные и надводные возвышенные зоны, в пределах которых отложения нижней и средней юры, особенно нижней юры, формировались в сложных фациальных обстановках. В этих зонах они характеризуются сокращенной мощностью и ухудшенными коллекторскими и экранирующими свойствами пород. По этой причине, и из-за необходимости быстрого освоения уже открытых на сводовых поднятиях в верхней юре и в меловых отложениях крупных и гигантских месторождений нефти и газа, изучению нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений не уделялось должного внимания. Они были выделены в тюменскую свиту с низкими прогнозными ресурсами. Исследования, выполненные в последние годы, показали, что благоприятными зонами для формирования крупных залежей нефти и газа в отложениях нижней, средней юры являются рифтогенные желоба, прогибы и впадины. Но структурные элементы этого типа слабо изучены сейсмическими методами и глубоким бурением. В прогибах и впадинах увеличивается мощность экранирующих толщ и резервуаров, состав осадков становится более морским.

Глинистые толщи (экраны) по термической зрелости и общему содержанию органического вещества (ОВ), в частности битуминозной составляющей, являются нефтегазо-производящими. Толщи, разделяющие глинистые экраны, особенно нижнеюрские, обладают хорошими коллекторскими свойствами, так как они образовались за счет денудации расположенных вблизи выступов доюрского фундамента. Широкое развитие в пределах последних гранитных массивов и кислых магматических комплексов благоприятно отразилось на формировании песчаных коллекторов. Хорошие коллектора имеются в шараповском и надояхском горизонтах, а на севере и в зимнем. Разделяющие их левинская, китербютская и лайдинская глинистые толщи являются нефтематеринскими, особенно китербютская (тогурская). В последней содержится до 20% сапропелевого и гумусового органического вещества.

В целом резервуары нижне-среднеюрских отложений характеризуются средней пористостью до 20-30%, проницаемостью по отдельным пластам на месторождениях до 1-1.5 Дарси. Экранирующие горизонты имеют мощность до 50-60 м. Содержание сапропелевого и гумусового вещества в них достигает 5 -10%.

Развитие на площадях более 1,5 млн.км? морских, прибрежно-морских отложений, богатых органическим веществом и достаточным катагенезом органического вещества, определяют высокий углеводородный потенциал нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского бассейна.

Отложения нижней-средней юры содержат 21% извлекаемых ресурсов нефти, 17% свободного газа и 35% конденсата Западно-Сибирской провинции.

Клиноформный комплекс неокома формировался в собственно плитную стадию развития Западно-Сибирского бассейна. На этой стадии происходило дальнейшее унаследованное общее прогибание земной коры и формирование осадочного бассейна с существенно морским режимом осадконакопления. На крупных, главным образом межрифтовых, сводовых поднятиях в этот период в верхней юре и мелу были сформированы основные нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирской провинций, приуроченные к ловушкам антиклинального типа.

В меловых отложениях сосредоточены главные запасы нефти и газа. Из верхней части неокомского комплекса уже добыто 6 млрд, тонн нефти, или 90% общей добытой нефти, из аптсеноманского - более 6 трл. м? газа. Фонд благоприятных антиклинальных ловушек в отложениях верхней юры и мела в значительной мере уже исчерпан. Все большее значение приобретают неантиклинальные ловушки. Именно в клиноформных отложениях, в частности песчаниках ачимовской пачки, сделаны в последние годы главные открытия.

Нижняя часть неокомского комплекса имеет сложное клиноформное строение и представлена геологическими телами в виде плоских линз, последовательно налегающих друг на друга, с наклоном на запад к центру бассейна на востоке плиты и наклоном на восток к центру бассейна на западе. Они образовались за счет периодического сноса больших песчано-алеврито-глинистых масс с Сибирской платформы и юго-восточного горного обрамления и Урала. Образуя латеральный ряд геологических тел бокового заполнения, они пульсационно заполняли "голодный" бассейн Баженовского моря, имевшего некомпенсированный режим седиментации. Баженовская высокобитуминозная свита подстилает неокомский комплекс. Непосредственно прилегающие к ее кровле песчаники и крупнозернистые алевролиты клиноформ неокома, в частности ачимовской пачки, были теми коллекторами, которые первыми насыщались углеводородными флюидами, эмигрировавшими из баженовской нефтематеринской толщи. Высокая нефтегазоносность клиноформного комплекса подтверждается открытием крупнейших месторождений.

Геологические ресурсы нефти и газа в этой же зоне оцениваются в несколько миллиардов тонн нефти и до десяти триллионов м? газа и газоконденсата. По Колтогорско-Уренгойскому желобу эта зона через земли Ханты-Мансийского национального округа продолжается далеко на юг. В клиноформных пластах неокома Томской области также открыты месторождения нефти и конденсата (Гураринское, Мыльджинское).

Несмотря на уже доказанные реальные перспективы обнаружения крупнейших месторождений, ачимовская пачка, как и весь клиноформный комплекс, который полосами шириной 25-30 км простирается меридионально на сотни километров и распространен на площади более 1.5 млн км?, изучена слабо. Многие главные параметры этих отложений (границы клиноформ, их общее количество, закономерности размещения в них продуктивных песчаных пластов и глинистых экранов) невыяснены. Бурением, в том числе ГНБ, предполагается уточнить их структуру. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cpеднем течении pеки Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Hефти в основном cpедней плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см?/ м?. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см?/ м?, достигает 800 см?/ м?. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.

Месторождения.

В настоящее время в отложениях нижней-средней юры открыто 150 месторождений. Из них; в малышевском резервуаре более 100 залежей, в том числе крупные - Федоровское и Тайлаковское, в вымском - 7 нефтяных и газоконденсатных залежей, в надояхском -10 залежей, в том числе Талинское месторождение с запасами более 800 млн.тонн, в шараповском 8 залежей, в том числе газоконденсатное - Новопортовское, в зимнем (Обь-Тазовская фациальная область) на глубине 3950м открыта залежь Западно-Новогодняя с дебитом 20 м в сутки.

Согласно составленным картам перспектив нефтегазоносности нижней и средней юры Западной Сибири, земли с высокими перспективами охватывают южные зоны Ямало-Гыданской области и север Обь-Тазовской. Большие площади отнесены к перспективным. Оценки ресурсов углеводородов по отдельным районам Томской области и Ямало-Ненецкому округу, показали, что плотность геологических запасов в нижне-среднеюрских отложениях достигает 200 тыс. т/км?.

Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отложений представляются весьма перспективными для поиска и открытия высокодебитных крупных месторождений нефти и газа, главным образом, в ловушках неантиклинального типа.

На восточном склоне Большого Уренгоя, в пределах Уренгойского надрифтового желоба открыта Восточно-Уренгойская зона высокопродуктивных песчаников ачимовской пачки. Прослежена она более чем на 125 км, при ширине до 25 км. Характерно, что залежи нефти и газоконденсата не связаны с антиклинальными структурами, которых здесь выявлено около 10.

В ачимовских песчаниках в Среднем Приобье открыто Приобское месторождение с запасами, исчисляемыми миллиардами тонн нефти.

Самотлорское месторождение.

Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин 47-200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см?, содержание серы 0,68-0,86 %. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти.

22 июня 1965 года из разведочной скважины ударил фонтан небывалой мощности - более тысячи тонн нефти в сутки. Внутрипластовое давление было столь высоким, а нефть рвалась из глубин с такой силой, что нагревались стальные трубы.

Самотлор на многие километры окружают непроходимые болота. Зимой геологи пробирались к нему на лыжах. Опыта эксплуатации месторождений на болоте не было еще в мировой практике. Рассматривались два варианта: осушить озеро-болото или построить на нем эстакады и бурить с площадок, как на морских нефтепромыслах в Баку.

Первый вариант был отвергнут из-за опасности пожара - сухой торф мог вспыхнуть, как порох. Второй - из-за длительности строительных работ.

Был найден третий вариант - создавать промысел прямо на озере-болоте, отсыпая искусственные острова для буровых вышек.

Бурение первой эксплуатационной скважины на Самотлоре было начато зимой 1968 года. Заведующий Самотлорским нефтепромыслом Иван Иванович Рынковой вспоминает:

"Сейчас до Самотлора по бетонной дороге мы доезжаем за сорок минут. А тогда эти тридцать километров преодолевались по замерзшему болоту месяц. Суровая была зима, стрелы у экскаваторов лопались от мороза, даже солярка замерзала. Но скважину мы пробурили..."

Для нефтяников Самотлора был построен город Нижневартовск. Нижневартовск построен на болоте, потому все здания здесь, даже 16-этажные, воздвигнуты или на насыпных песчаных основаниях, или на сваях.

Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти.

На 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день; предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу.

В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт ОАО "Самотлорнефтегаз", принадлежащее компании "ТНК-BP".

Харампурское месторождение.

Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа в районе полярного круга. Харампурское месторождение входит в Харампурскую группу месторождений и включает в себя: Фестивальное, Южно-Харампурское, Харампурское месторождения, а также более 20 перспективных структур.

Харампурское месторождение введено в разработку в 1990 году. За это время пробурено и введено в эксплуатацию более 340 скважин. До 2003 года основной проблемой, сдерживающей увеличение добычи нефти, являлась нерешенность вопроса утилизации попутного нефтяного газа.

В 1999 году Харампурское месторождение включено Государственной Думой РФ в перечень участков пользования недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции. Принятие указанного закона и дальнейшее подписание соглашения о разделе продукции между инвестором и государством позволит привлечь необходимые инвестиции в крупномасштабную разработку Харампурского месторождения.

Работы по проекту приостановлены до принятия правительством "Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 года", которая определит сроки начала добычи из газовой залежи Харампурского месторождения. Интенсификация работ по проекту планируется в 2014 г.

Извлекаемые запасы нефти и конденсата по Харампурскому нефтегазоконденсатному месторождениюпо категорям АВС1+С2 соответствуют 88 млн. т, суммарные запасы газа по категорям АВС1+С2 - 903 млрд. м?.

Глубина залегания продуктивных пластов - от 2900 до 3000 м. Глубина залегания газовых залежей - 1000-1100 м. Плотность нефти - от 0,828 до 0,910, г/м?

С начала разработки добыто 13091 тыс. тонн нефти или 10,46% от начальных извлекаемых запасов.

Инвестиции в осуществление проекта добычи и транспортировки газа составляют 270 млн. долл. США.

В настоящее время в разработке находятся северная и южная часть Харампурского месторождения, где ведется добыча нефти. При этом ежегодно в факелах сжигается нефтяной газ объемом свыше 600 млн. м?. и выбрасывается в атмосферу около 40 тысяч тонн вредных веществ.

Разработку Харампурского нефтегазового месторождения ведёт компания "Роснефть-Пурнефтегаз".

Салымское месторождение.

Нефтяное месторождение в Тюменской области, в 120 км к юго-западу от г. Сургут. Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1965, в эксплуатации с 1974. Приурочено к Лемпинскому локальному поднятию (брахиантиклиналь) амплитудой 150 м, осложняющему восточную часть Салымского свода. Выявлено 9 нефтяных залежей в интервале глубин 2204-2820 м. Продуктивны терригенные отложения средней, верхней юры и нижнего мела. Коллекторы представлены прослоями и линзами песчаников мощностью до 20 м и битуминозными аргиллитами мощностью 37 м. Пористость песчаников 7-20%, битуминозных аргиллитов 7-17%, проницаемость 40-60 мД и 0,97 мД соответственно. Преобладают поровый и трещинный типы коллекторов. Залежи пластовые сводовые, некоторые осложнены литологическим экраном. Высота залежей 20-140 м. Водонефтяной контакт находится в интервале 2140-2810 м. Пластовые температуры 96-138°С, давления 21,6-45,1 МПа. Нефть ароматическо-нафтенового и нафтеново-парафинового типа. Административный и промышленный центр разработки - г. Сургут

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение.

ЯНГКМ является месторождением газа, газового конденсата и нефти. Было открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне.

Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры Ямбургского месторождения - составляют 170 на 50 километров. По данным "ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ" Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа. Объем добычи в 2007 году составил - 123,7 млрд м? газа. Предварительные запасы составляют - 3,7 трлн м? газа.

Список источников:

- http://insibir.com/neftegazonosnyie-kompleksyi-zapadnoy-sibiri/

- Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984-1991.

- http://www.nefte.ru

- http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao

2

Показать полностью… https://vk.com/doc331644_24676260
332 Кб, 18 ноября 2011 в 15:07 - Россия, Москва, ГПИ, 2011 г., doc
Рекомендуемые документы в приложении