Уникальные месторождения нефти в мире

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Нефтяные  месторождения Западной Сибири.

6.1 Самотлорское месторождение.

 

В нашей стране наибольший интерес представляют месторождения нефти и газа Западной Сибири. В нефтегазоносных регионах принято различать нефтегазоносные провинции, состоящие из нефтегазоносных областей, делящихся, в свою очередь, на нефтегазоносные районы.

Западно-Сибирская  провинция расположена между горным Уралом на западе, рекой Енисей – на востоке, Алтая-Саянской горной страной на юге и Карским морем на севере. Она занимает площадь 2 600 000 км’. В географическом отношении рассматриваемая провинция приурочена к Западно-Сибирской плите, в основании которой на глубине 3-10 км древний разновозрастный докембрийский, местами палеозойский фундамент. В строении плиты участвуют три структурных этажа: докембрийско-палеозойский, триасовый и мезокайнозойский.

В настоящее время  наибольшее значение для нефтегазоности имеет верхний этаж юрского мелового возраста. Он сложен песчано-глинистыми отложениями, образующими крупные геологические структуры, своды и впадины. В пределах этих структур размещаются более мелкие валы и локальные структуры, к которым главным образом приурочены почти все нефтегазоносные пласты.

Главнейшая Среднеобская нефтегазоносная область расположена  на территории географического центра Западной Сибири и занимает пространство площадью почти 180 тыс. км’. Сегодня на средней Оби сосредоточены основные разведанные запасы нефти.

Самое большое месторождение  не только в Западной Сибири, но и  во всей стране – Самотлорское месторождение. Оно расположено севернее города Нижневартовска. В состав месторождения  входят Самотлорская, Пауйская, Мартовская, Белозерная, Черногорская площади. Каждая их них – это самостоятельное подземное поднятие в рельефе мезозойских пород. Но залежи нефти до краев наполняют ловушки и распространены шире, в том числе и в погружениях подземного рельефа между указанными площадями. 

Предполагалось, что на каждой подземной структуре будут  самостоятельные месторождения. В 1966 г. была построена карта изменения  глубин поверхности контакта вода –  нефть на Нижневартовском своде. В центральной части свода был дан прогноз на открытие в породах воланжина одиннадцати новых месторождений. Кроме того, поверхность изоконтактов в районе Самотлора была проведена на глубине 2150 – 2180 м. выше этих отметок расположено крупное подземное поднятие, очерченное изолинией глубиной 2140 м, включающее Мыхпайское, Самотлорское, Белозерное, Мартовское и другие подземные купола. Значит, на этой огромной площади нужно ожидать единую сплошную залежь нефти выше отметки глубин 2140 м. Окончательное слияние залежей Мыхпайского, Самотлорского, Белозерного, Мартовского куполов в единое месторождение было доказано лишь после бурения скважин в погруженных участках между куполами. Так из отдельных разрозненных месторождений сформировался единый Самотлор.

На Самотлорском месторождении  имеются десять нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь.

В валанжинских породах  на глубине 2000-2150 м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в  них легкая, содержащая до 50-55% бензина и керосина, 0,6-0,7 серы. В апских и барремских породах на глубине 1600-1700 м залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосина и бензина равняется 45-50%, серы – 0,8-0,9%. В самом верхнем апском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. [3]

 

 

Рис.5 Геологический разрез продуктивных отложений Самотлорского месторождения: 1 - преимущественно песчаники; 2 – преимущественно глины; 3 – газ; 4 – нефть;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Ромашкинское месторождение Республики Татарстан.  

7.1 История открытия Ромашкинского месторождения.

 

За многолетнюю историю  нефтепоисковых работ на территории Татарстана пробурено более 7 млн. м  глубоких, разведочных и 6,8 млн. м  мелких структурно-картировочных скважин. Отработано более 80 тыс. км сейсмопрофилей, из которых более 40 тыс. км – прогрессивным методом общей глубиной точки. Выполнен большой объем работ «легкими» методами полевой геофизики.

Проведенные работы позволили  установить, что Татарстан является наиболее богатым районом Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, занимающей обширное пространство между Уралом и Волгой. Здесь открыто 127 месторождений, объединяющих 3000 залежей нефти. Именно здесь расположенно второе по величине месторождение в России и одно из крупнейших мире — Ромашкинское, располагающееся в Лениногорском районе Татарстана.

Первые рекогносцировочные исследования на территории Татарстана проводились в конце 13 века, изучались  поверхностные нефтепроявления. Большей глубиной отличались исследования юго-восточной части Татарстана, в результате чего впервые была высказана мысль о перспективности глубинных слоев и возможной связи нефтепроявлений в пермских отложениях с залежами нефти в девонских и каменноугольных отложениях.

Второй этап характеризуется  существенным совершенствованием методики геологических исследований. С 1930 года в республике были начаты нефтепоисковые работы методами полевой геофизики. Стало применяться мелкое структурно-картировочное и глубокое поисковое бурение. Внедрение прогрессивных методов геологических исследований позволило составить структурно-геологическую карту и сделать обобщающую работу по тектонике Татарстана. Эти материалы явились основой для заложения первых глубоких скважин. Научно обоснованные геологические исследования увенчаоись успехом – открытием первой в Татарстане залежи в среднем карбоне на глубине 750 м на Шугуровской площади. Понадобилось более 30 лет геологических исследований, чтобы установить тот факт, что, открыв Шугуровское месторождение в 1943 году, нефтеразведчики тем самым выявили Ромашкинское месторождение.

Третий этап геолого-разведочных  работ в Татарстане оказался исключительно  плодотворным и самым эффективным  периодом нефтепоисковых работ. С 1944 года глубокое разведочное бурение начинает охватывать наряду с каменноугольными и девонские отложения. В 1946 г. на Бавлинской структуре было открыто первое месторождение девонской нефти. При бурении трех скважин в пределах Ромашкинско-Сугушлинского поднятия была установлена промышленная нефтеносность отложений верхнего девона, когда в августе 1948 г. из скважины 3 был получен мощный фонтан нефти дебитом 120 т/сут. [2]  

 

7.2 Общая геологическая характеристика осадочной толщи.

 

Ромашкинское месторождение  привлекло внимание многочисленных исследовательских организаций  со времени своего открытия, когда в результате интенсивного разбуривания был получен огромный объем кернового и геофизического материала, а также данные о свойствах флюидов по отложениям осадочной толщи. Осадочная толща месторождения сложена образованиями девонской, каменноугольной, пермской и чертвертичной систем и залегает в пределах татарского свода на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента.

В процессе изучения особенностей тектонического строения как Ромашкинского  месторождения, так и Татарии  в целом, было установлено, что в осадочной толще могут быть выделены циклы осадконакопления, которые взаимосвязаны с этапами повышения тектонической активности , приведшим к различиям и несоответствиям структурных планов.  Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектонических комплексов или этажей. В первом этаже объединены отложения эйфельского и живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона. Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта, третьего – верейского горизонта, четвертого – верхнего карбона. К пятому этажу отнесены отложения нижнего отдела перми, а к шестому – верхнего, с проведением их границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений.

По отложениям первого  структурного этажа морфология поднятия изменяется и несколько усложняется, но в целом структурный план терригенных  отложений девона на западном, северном, северо-восточном и южном склонах  повторяет формы кристаллического фундамента с выполаживанием их вверх по разрезу.

Одной из отличительных  особенностей осадочного чехла Ромашкинского  месторождения является осложненность  его сетью флексурообразных уступов  или дислокации различной длины, вызванных вертикальными подвижками блоков фундамента. Они объединяются в структурные террасы, ограниченные флексурообразными дислокациями по нескольким структурно-тектоническим этажам и имеют различные размеры. [2]

Рис.6 Тектоническая схема Ромашкинского нефтяного месторождения: 1 – структурные уступы в фундаменте; флексуры в осадочном чехле; 2 – в I СТЭ; 3 – во I I СТЭ; 4 – в I I I СТЭ; 5 – в I V СТЭ, 6 – в I- I I- I I I СТЭ; 7 – во I I- I I I- I V СТЭ, 8 – во всех СТЭ; во всех СТЭ и уступы в фундаменте; 10 – обратные; 11 – грабенообразные прогибы в фундаменте и I СТЭ; 12 – скважины разрезающих рядов.

 

 

7.3 Нефтеносность месторождения.

 

В результате проведения большого объема поисково-разведочных  работ и промыслово-геофизических  исследований на территории Татарстана было установлено, что Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа. К началу 90-х годов была доказана нефтеносность и битуминосность в диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона. На долю этих горизонтов приходится 83,5% разведанных запасов. В отложениях нижнего карбона содержится 9,6% разведанных запасов, в карбонатных отложениях девона и карбона – 5,9% .

Наиболее значительные нефтепроявления по разрезу осадочной  толщи месторождения связаны  с отложениями франского яруса  верхнего девона, а именно с пашийским горизонтом (Д1) и кыновским горизонтом (пласт Д0).

 В центральной части  месторождения нефтеносными являются  все пласты горизонта Д1, но к переферии их число уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта. [2]

Рис.7 Геологический профиль по отложениям горизонта Д1 Ромашкинского нефтяного месторождения: 1 – репер «верхний известняк», 2 – нефтенасыщенный, 3 – водонасыщенный, 4 – репер «глины»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение.

 

Нефть и газ возникают  и образуют скопления в недрах земной коры. Сотни тысяч скважин пробурены сегодня на крупнейших и не очень крупных месторождениях мира на глубины до пяти и более тысяч метров. Миллионы качалок и компрессорных станций выкачивают нефть и газ из земных недр, нефте- и газопроводы пронизывают территории многих стран, танкеры с углеводородным сырьем курсируют в акваториях Мирового океана. Человечество ежедневно пользуется нефтью и газом, порой не отдавая себе в этом отчета.

Страны имеющие на своей территории уникальные месторождения  уже можно назвать богатыми. Ведь такие месторождения сами по себе уже огромное богатство, не только одной страны, но и всей Земли в целом.

Бассейны Центральной  и Южной Америки являются обладателями уникальных месторождений, таких как  Чиконтепек и Марлим. Чиконтепек занимает первое место в рейтинге уникальных месторождений. Комплекс Марлим является одним из самых глубоководных месторождений в мире, глубина почти 5 метров, из них воды 1,3 метра.

Богат нефтяными месторождениями  Персидский залив. В его пределах выявлено около 300 нефтяных и газовых месторождений, 13 из которых с запасами нефти от 1 до 10 млрд тонн. Большинство месторождений разрабатывается на глубине 1-2 км, поскольку, согласно закону вертикальной зональности, именно на этом уровне содержится наибольшее количество нефти. Супергиганские месторождения Аль-Гавар и Большой Бурган подтверждают эту теорию. Нефть в них добывает с глубин 1,1 – 1,5 км. Так же эти месторождения представляют интерес особенностью пород коллекторов, обладающих большой пористостью – 30%.

Россия занимает первое место в мире по количеству добываемой нефти. Самое крупное месторождение страны – Самотлорское месторождение. На месторождении выявлено 10 залежей нефти, в том числе одна с «газовой шапкой». Это месторождение имеет особую ценность в нашей стране. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200 т. Но есть и такие скважины, из которых получают за сутки до 1200 т нефти.

Ромашкинское месторождение  – второе по величине месторождений  в России, расположенное на территории нашей республики. Это главное месторождение 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.

Рассмотрев в работе небольшую часть супергиганских месторождений мира, можно сказать  что в недрах земли запасено большое количество ценного сырья. Всего в мире 16 уникальных месторождений. Большинство из них расположены в бассейне Персидского залива. К сожалению, нефть – невозобнавляемое сырье. И для того чтобы человечество еще долгое время могло пользоваться богатством Земли, необходимо рациональное и безопасное использование сырья. А благодаря новым технологиям и научным методам возможно открытие новых месторождений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы.

 

1. Маврин К.А., Калинин  В.Ф. Введение в геологию нефти и газа: учебное пособие для студентов/ К.А.Маврин, В.Ф. Калинин, А.Т.Колотохун и др.; Под ред. К.А. Маврина. Издательство Саратовсткого университета 2008 год.

2. Муслимов Р.Х., Шавалиев  А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2 томах – Москва ВНИИОЭНГ, 1995 год.