Содержание
ВВЕДЕНИЕ
Нефть играет огромную роль
в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются
жидкие топлива различных видов: бензины,
керосины, реактивные и дизельные сорта
горючего для двигателей внутреннего
сгорания, мазуты, различные виды смазочных
материалов, битумы, синтетические кислоты
и многое другое.
Попутные нефтяные газы, газы
деструктивных процессов переработки
нефти, ароматические углеводороды служат
основным сырьем для химической промышленности.
В настоящее время роль нефтяной
промышленности как сырьевой базы нефтехимии
существенно возросла. Применение в нефтехимии
попутных газов и газов деструктивных
процессов переработки гораздо эффективнее,
чем газов коксового происхождения. Нефть,
газ и продукты их переработки играют
важную роль в укреплении экономического
сотрудничества стран с различным социальным
строем на базе развития взаимовыгодных
международных торговых отношений.
Значение нефти и газа в развитии
мировой экономики в основном определяет
темпы роста объема добычи. Добыча нефти
и газа в нашей стране значительно увеличивается.
За последний период добыча нефти увеличилась
более чем в 28 раз.
Открытие и последующая переработка
крупных месторождений Западной Сибири
позволили в 1974 году добыть 459 млн.т. нефти
и выйти на первое место.
Цель работы – рассмотрение
темы сбор и транспорт нефти на месторождении.
Задачи работы:
- выполнить геологический
раздел,
- рассмотреть технологический
раздел,
- рассмотреть охрану труда,
- описать охрану недр.
1.ГЕОЛОГИЧЕКИЙ РАЗДЕЛ
Орогидрография
В Западной Сибири добывается
свыше 70 % общероссийской добычи нефти Западно-Сибирская низменность
сформировалась на Западно-Сибирской
плите с глубоко опущенным складчатым
палеозойским фундаментом.
На нем залегает мощная, почти
шестикилометровая толща «слоеного пирога»,
состоящего из осадочных пород, представленных
глинами, песчаниками и песками морского
и континентального происхождения.
С осадочным чехлом Западно-Сибирской
равнины связаны крупнейшие в стране месторождения
нефти и природного газа (Западно-Сибирский
нефтегазоносный район). Здесь выявлено
свыше 500 месторождений этих важнейших
горючих полезных ископаемых, в которых
содержится свыше 60% российских запасов
нефти и до 90% природного газа. Важнейшие
нефтяные месторождения сосредоточены
в Ханты-Мансийском (Самот лорское, Мегионское,
Салымское, Мамонтовское, Уеть-Балыкекое
и другие), а природного газа — в Ямало-Ненецком
автономном округе (крупнейшие в мире
Уренгойские и Ямбургское месторождения,
а также Медвежье около г. Надым, Заполярное
и др.) [2].
Еще совсем недавно многие геологи,
основываясь на представлении об однообразии
слагающих равнину мощных толщ рыхлых
отложений и казавшейся простоте ее тектонической
структуры, весьма осторожно оценивали
возможность открытия в ее недрах каких-либо
ценных полезных ископаемых. Однако проведенные
в последние десятилетия геологические
и геофизические исследования, сопровождавшиеся
бурением глубоких скважин, показали ошибочность
прежних представлений о бедности страны
полезными ископаемыми и позволили совершенно
по-новому представить перспективы использования
ее минерально-сырьевых ресурсов.
В результате этих исследований
в толщах мезозойских (главным образом
юрских и нижнемеловых) отложений центральных
районов Западной Сибири открыто уже более
120 месторождений нефти. Основные нефтеносные
площади располагаются в Среднем Приобье
— в Нижневартовском (в том числе Самотлорское
месторождение, на котором можно добывать
нефти до 100-120 млн. т/год), Сургутском
(Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и
др.) и Южно-Балыкском (Мамонтовское, Правдинское
и др.) районах. Кроме того имеются месторождения
в Шаимском районе, в приуральской части
равнины.
В последние годы на севере
Западной Сибири — в низовьях Оби, Таза
и на Ямале — открыты также крупнейшие
месторождения природного газа. Потенциальные
запасы некоторых из них (Уренгойского,
Медвежьего, Заполярного) составляют несколько
триллионов кубометров; добыча газа на
каждом может достигать 75-100 млрд. м3 в год. В целом
же прогнозные запасы газа в недрах Западной
Сибири оцениваются в 40-50 трлн. м3, в том числе
по категориям A+B+C1 — более 10
трлн. м3.
Открытие, как месторождений
нефти, так и газа имеет большое значение
для развития хозяйства Западной Сибири
и соседних экономических районов. Тюменская
и Томская области превращаются в важные
районы нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей
и химической промышленности. Уже в 1975 г.
здесь добывалось более 145 млн. т нефти
и десятки миллиардов кубометров газа.
Для доставки нефти к районам потребления
и переработки построены нефтепроводы
Усть-Балык — Омск (965 км), Шаим — Тюмень
(436 км), Самотлор — Усть-Балык — Курган
— Уфа - Альметьевск, по которому нефть
получила выход в Европейскую часть России
- к местам ее наибольшего потребления.
С этой же целью построены железная дорога
Тюмень — Сургут и газопроводы, по которым
природный газ западносибирских месторождений
идет на Урал, а также в центральные и северо-западные
районы Европейской части России. В прошлой
пятилетке закончено сооружение гигантского
супергазопровода Сибирь - Москва (его
протяженность более 3000 км), по которому
газ месторождения Медвежьего поступает
в Москву. В дальнейшем газ Западной Сибири
пойдет по трубопроводам и в страны Западной
Европы [4].
Рис 1.Нефтяные и газовые месторождения
Западной Сибири
1.2.Тектоника
В строении фундамента Западно-Сибирской
плиты выделяют два структурно-формационных
этажа, на которых с глубоким размывом
и угловым несогласием залегает третий
этаж – отложения мезозоя и кайнозоя.
Первый этаж сложен интенсивно дислоцированными
и метаморфизованными образованиями протерозоя
и, в свою очередь, подразделяется на два
структурных яруса. Нижний ярус представлен
геосинклинальными образованиями архея
и нижнего протерозоя, а верхний – верхнепротерозойскими
складчатыми сооружениями.
Второй структурно-формационный
этаж построен слабодислоцированными
отложениями палеозоя и залегает с угловым
несогласием на первом. Отложения этого
этажа не имеют повсеместного развития,
а выполняют ряд глубоких впадин [3].
Вышеизложенные представления,
относящиеся к началу семидесятых годов
прошлого столетия, принципиально не потеряли
актуальности и в настоящее время с появлением
дополнительных геолого-геофизических
материалов, полученных по результатам
бурения новых параметрических скважин
в Приенисейской части плиты: на юге –
Аверинской 150, Лемок 1, на востоке – Медвежьей
316; а также по данным интерпретации сейсмических
геотраверзов («Батолит»), ориентированных
на глубинное изучение недр.
При анализе материалов, полученных
в разные годы, видна общая тенденция структурно
формационное сходство тектонических
элементов, залегающих под покровом юрско-меловых
отложений восточной части Западно-Сибирской
плиты и западными сегментами Сибирской
платформы.
На широте г. Игарки докембрийские
складчатые структуры распространяются
на запад под юрско-меловым чехлом на расстояние
105-110 км (рис. 1). Породы, вскрытые Медвежьей
параметрической скважиной 316 в интервале
2485-2800 м, по нашим представлениям, ближе
всего соответствуют породам лудовской
толщи верхнепротерозойского возраста
(абсолютный возраст 1450-1700 млн лет).
Аналогичный комплекс отложений
вскрыт скважинами на Костровской площади,
расположенной в 150 км южнее и удаленной
на запад от Енисея на 90 км, а также на Щучьей
площади, находящейся всего в 20 км западнее
Енисея. Не исключено, что такие же образования
протерозоя мы встречаем в разрезе Туруханской
параметрической скважины, пробуренной
в с. Туруханск.
Таким образом, структурно-формационные
комплексы докембрийского складчатого
фундамента на левобережной части Западно-Сибирской
плиты имеют широкое распространение
и сопрягаются дальше на юге граница первого
структурного этажа нами картируется
значительно западнее р. Енисей (рис. 2).
Второй структурный этаж представлен
вендпалеозойскими впадинами, выполненными
слабодислоцированными отложениями.
Рис. 2. Тектоническая схема
фундамента северо-восточной части Западно-Сибирской
плиты: 1 – участок приподнятого положения
докембрийского складчатого фундамента
(граница Сибирской платформы и Западно-Сибирской
плиты): А – Игаро-Туруханский выступ,
Б – Худосейский грабен-рифт; 2 – оси синклинориев:
а – первого порядка (грабены), б – второго
порядка (синклинальные зоны); 3 – границы
антиклинориев: а – первого порядка (горсты),
б – второго порядка (горстоподобные блоки);
4 – оси антиклинориев: а – первого порядка
(1 – Большехетско-Тагульского горста,
2 – Парусового горста), б – второго порядка
(3 – Хикигли-Верхнелодочного горстоподобного
блока, 4 – Осетровой антиклинальной зоны,
5 – Пендомаяхского горстоподобного блока).
Площадь развития: 5 – Приенисейского
грабена (I), 6 – Большехетско-Тагульского
горста (II), 7 – Хикигли-Верхнелодочного
горстоподобного блока. 8 – венд-палеозойские
впадины: III – Маковская, IV – Нижнебаихская;
9 – предполагаемый возраст отложений,
слагающих тектонические структуры; 10
– локальные поднятия в юрско-меловом
чехле: 1 – Сузунское, 2 – Восточно-Чарское, 3 – Ячиндинское, 4 – Хикиглинское, 5 – Ванкорское, 6 – Ниричарское, 7 – Талое, 8 – Западно-Лодочное, 9 – Ичемминское, 10 – Лодочное, 11 – Тагульское, 12 – Чировое, 13 – Советское, 14 – Блуднинское; 11 – площади
и скважины глубокого бурения; 12 – региональные
сейсмические маршруты; 13 – административные
границы.
Примерами подобных впадин
являются Маковская и Нижнебаихская (рис.
2). Южнее к аналогичному типу впадин принадлежат,
вероятно, Предъенисейский прогиб с системой
осложняющих его структур меньшего порядка
(Тазовско-Сымский прогиб, Канско-Кемская
система прогибов).
Пространственная связь структурно-формационных
комплексов левобережья и правобережья
р. Енисей нам представляется следующей.
Отложения, вскрытые Западно
- Ермаковской скважиной 1 в интервале
2610-2727 м, слагают Маковскую впадину и по
возрасту, вероятно, соответствуют венд
- нижнему кембрию. Им на правобережье
Енисея по составу и строению соответствуют
венд-кембрийские отложения Игарского
района, детально изученные в естественных
обнажениях, а также вскрытые Мундуйской
параметрической скважиной 1, где они сложены
породами костинской свиты мощностью
1665 м и платоновской свиты мощностью 240
м [4].
Структурно-формационному комплексу
Нижнебаихской впадины соответствуют
стратиграфические аналоги Курейско-Бакланихинского
вала, представленные породами костинской
и платоновской свит, которые хорошо изучены
по результатам бурения нефтегазопоисковых
скважин на Голоярской, Нижнелетнинской,
Верхнелетнинской, Володинской, Сухо-Тунгусской
площадях.
В пределах Енисейского мегапрогиба
(Елогуй-Дубчесский вал) аналогами отложений
нижнего палеозоя (нижний-средний кембрий),
вскрытых Елогуйской опорной скважиной
и нефтегазопоисковыми скважинами на
Кыксинской площади, по нашему мнению,
являются одновозрастные породы лебяжинской
свиты в разрезах, вскрытых поисковыми
скважинами на Лебяжьей площади, расположенной
на р. Подкаменная Тунгуска в 35 км от устья.
Камская впадина, простирающаяся
вдоль р. Енисей от широты р. Дубчес до
широты г. Енисейска, выполнена отложениями
венда-нижнего кембрия, представленными
терригенно - соленосно-карбонатными породами,
которые являются полными аналогами разрезов
ангарской зоны складок.
Венд-палеозойский разрез Канско-Кемской
системы прогибов и характер тектонических
дислокаций, которые выявлены по данным
бурения Аверинской параметрической скважины
150, позволяют идентифицировать их со структурами
Троицко-Михайловского вала Канско-Тасеевской
впадины. Отсюда следует, что граница между
Сибирской платформой и Западно-Сибирской
плитой будет проходить по тектоническим
контактам сопряжения древних докембрийских
образований с дислокациями восточного
борта Худосейского грабен-рифта.
Между структурами катаплатформенного
яруса и фундамента плиты нами установлена
тесная взаимосвязь, как во времени, так
и в пространстве. На тектонической схеме
(рис. 2) видно, что все известные пликативные
дислокации тампейской серии приурочены
к выявленным тектоническим элементам
фундамента Худосейского грабен-рифта:
Приенисейскому грабену, Большехетско-Тагульскому
горсту, Осетровой антиклинальной зоне,
Пендомаяхскому горсто-подобному блоку,
Парусовому блоку.
Основные тектонические этапы
структурообразования в осадочном чехле
связаны с тектоническими активизациями
блоковых движений фундамента и по времени
приходятся на верхнюю юру (киммериджский,
волжский, берриасский века), когда активно
формировались структуры Малохетского
и Танамского валов, и верхний мел (туронский
век – кайнозой), когда складкообразованием
были охвачены современные территории
Большехетского и Лодочного валов. Наиболее
интенсивное формирование пликативных
дислокаций происходило в зонах глубинных,
долгоживущих (вплоть до настоящего времени)
разломов, типичным представителем которых
является Ванкорский региональный разлом,
закартированный гелиевой съемкой.
Образование Ванкорской складки
и структур, расположенных на смежных
площадях, началось в туронском веке, активно
продолжалось в сантонском и кампанском
веках с обновлением движений в четвертичный
период.
1.3.Характеристика
продуктивных горизонтов
Расссмотрим на примере Лянторского
месторождения
Продуктивные пласты АС9, АС10,
АС11, характеризуются весьма сложными
взаимоотношениями слагающих их пород.
Исследованиями установлено частое повторение
разных типов пород, их взаимное замещение,
изменчивости коллекторских свойств,
которые являются отражением палеогеографических
условий осадконакопления. Отложения
указанных горизонтов представлены песчаниками,
алевролитами и глинами и формировались
в субаквальной обстановке с активной
гидродинамикой водной среды, о чем свидетельствуют
текстурные и структурные признаки пород.