Назовите 3 крупных месторождения нефти в Западной Сибири. Месторождения нефти западной сибири


Назовите 3 крупных месторождения нефти в Западной Сибири

Т. Г. Морозова, М. П. Победина, Г. Б. Поляк, С. С. Шишов. Региональная экономика: Учебник для вузов, 2001 Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее значительные месторождения нефти расположены в Тюменской области, в Среднеобском нефтяном районе, где выделяются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Нижневартовское, Соснинско-Советское, Сургутское, Александровское, Федоровское и др. Вторым нефтяным районом Западной Сибири является Шаимско-Красноленинский, который расположен в 500 км севернее Тюмени, где наиболее крупные месторождения - Шаимское и Красноленинское.

Запасы западно-сибирской нефти характеризуются рядом благоприятных показателей: относительно неглубоким залеганием продуктивных пластов (до 3 тыс. м) ; высокой концентрацией запасов; относительно несложными условиями бурения скважин, высоким их дебитом. Нефть отличается высоким качеством. Она легкая, малосернистая характеризуется большим выходом легких фракций и содержанием попутного газа, являющегося ценным химическим сырьем. По разведанным запасам объем добычи нефти Западной Сибири занимает первое место в стране.

На территории Западной Сибири расположены и основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское - открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.

Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области - Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское. В последние годы осваиваются ресурсы нефти и природного газа, расположенные на севере Западной Сибири. Так, начато освоение крупного Русского нефтегазового месторождения.

Волга-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.

otvet.mail.ru

Назовите 3 крупных месторождения нефти в Западной Сибири

Т. Г. Морозова, М. П. Победина, Г. Б. Поляк, С. С. Шишов. Региональная экономика: Учебник для вузов, 2001 Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее значительные месторождения нефти расположены в Тюменской области, в Среднеобском нефтяном районе, где выделяются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Нижневартовское, Соснинско-Советское, Сургутское, Александровское, Федоровское и др. Вторым нефтяным районом Западной Сибири является Шаимско-Красноленинский, который расположен в 500 км севернее Тюмени, где наиболее крупные месторождения - Шаимское и Красноленинское.

Запасы западно-сибирской нефти характеризуются рядом благоприятных показателей: относительно неглубоким залеганием продуктивных пластов (до 3 тыс. м) ; высокой концентрацией запасов; относительно несложными условиями бурения скважин, высоким их дебитом. Нефть отличается высоким качеством. Она легкая, малосернистая характеризуется большим выходом легких фракций и содержанием попутного газа, являющегося ценным химическим сырьем. По разведанным запасам объем добычи нефти Западной Сибири занимает первое место в стране.

На территории Западной Сибири расположены и основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское - открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.

Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области - Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское. В последние годы осваиваются ресурсы нефти и природного газа, расположенные на севере Западной Сибири. Так, начато освоение крупного Русского нефтегазового месторождения.

Волга-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.

info-4all.ru

Месторождения нефти и газа в Западной Сибири

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.). Интенсивная добыча нефти, все расширяющаяся паутина трубопроводов уже нанесли непоправимый вред природным комплексам Западной Сибири: «разливы» нефти при добыче и транспортировке (зимой лопаются трубы, проложенные прямо на поверхности земли) обернулись загубленными оленьими пастбищами и лесными угодьями, погибшей рыбой в тундровых и таежных реках и озерах.

Интенсивное промышленное освоение природных богатств Западной Сибири нанесло серьезный ущерб не только природе, но и коренным народам (ненцам, ханты, манси и другим), лишив их значительной части охотничьих и рыбопромысловых угодий. Чтобы защитить традиционные виды хозяйственной деятельности и культуру этих народов, в Ханты-Мансийском автономном округе, например, были выделены специальные территории приоритетного природопользования — родовые угодья. Величайшая равнина мира, Западно-Сибирская низменность обладает огромными ресурсами: лесными, минеральными, агроклиматическими, почвенными и другими. Эти богатства — основа развития хозяйства района; стратегический резерв нашей страны.

worldofscience.ru

Месторождения нефти и газа Западной Сибири



Башкирский государственный университет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кафедра геологии и геоморфологии

 

 

 

Дипломный проект.

Ван-еган.

 

 

 

 

Выполнил: С-т 5 курса Япаров Э.Р.

Проверил: Пр-р Кинзекеев А.Р.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уфа 2003

 

Содержание

Введение

1.      Общая часть

1.1. Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

1.2. стратиграфия.

1.3  общие сведения Ван-Еганского месторождения.

 

2.      Технико- экономическая часть

2.1   методики работ

 

3.      приложения

Заключение

Литература

 

 

 

Общая часть

 

1.1.           Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

 

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 км2 и охватывает полностью или частично Тюменскую область с Ямало-Ненецким и Ханты-Мансийским автономными округами, Омскую, Новосибирскую и  Томскую области и частично Алтайский и Красноярский края и Свердловскую область. В геологическом отношении  рассматриваемая провинция приурочена к Западно-Сибирской плите, в основании которой на глубине 3-10км находится древний, разновозрастный докембрийский, местами палеозойский фундамент. В строении плиты участвуют три структурных этажа: докембрийско-палеозойский, триасовый и мезо-кайнозойский.

Триасовые отложения залегают преимущественно в структурах, напоминающих рвы (грабенах). В настоящее время наибольшее значение для нефтегазоносности имеет верхний этаж юрско-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. Мощность (толщина)  юрских и меловых пород увеличивается по направлению к северу к полуостровам Гыданскому и Ямал.

Главнейшая Среднеобская нефтегазоносная область расположена на территории географического центра Западной Сибири и занимает пространство вдоль широтного течения реки Оби от Салыма на западе до Александрово на востоке.

Эта область разделена на три нефтегазоносных района: Салымский, Сургутский и Нижневартовский. Салымский район - это запад Среднеобской области. Его площадь 16тыс. км2. Здесь открыты такие месторождения нефти, как Верхнешапшинское, Верхнесалымское, Салымское Приразломное, Правдинское и др. Сургутский нефтеносный район среднеобской области включает в себя крупное подземное поднятие пород - своды и впадины, окружающие его. из общей площади района, равной 90тыс. км2. около 30 тыс. км2 приходится на сургутский свод. На данной территории расположено много нефтяных месторождений таких как: Усть-Балыкское, Федоровское, Лянторское, Южно-Сургутское  и другие. Третий район в Среднеобской нефтегазоносной области - Нижневартовский. Площадь его 70 тыс. км 2, из них третья часть приходится на Нижневартовский подземный свод.

Первым в районе и первым в Среднем Приобье в апреле 1961г. было открыто Мегионское месторождение, расположенное в долине реки Оби. Здесь, на острове Баграс, Новосибирское геологическое управление начало бурить скважину №1. Завершение бурения и испытание скважины проводилось уже Тюменским геологическим управлением. Первым был испытан пласт песчаника юрского возраста на глубине 2444м. Он давал чуть более 1т нефти в сутки. Только в 1965г. из юрского пласта были получены суточные притоки нефти более 50т.

Следующий объект был намечен на глубине 2358м. И опять неудача - дебит скважины составил всего 150л в сутки, еще меньше, чем в юрском пласте. По поводу дальнейших работ в скважине №1 возник спор. Наметилось два интересных объекта. Один в пласте БВ10, другой - в пласте БВ8. Первый объект по электрокаротажным диаграммам не представлял интереса: несколько мелких слоев песчаника, из которых в лучшем случае можно было получить столько же нефти, сколько в уже испытанных нижних объектах. Но из этих песчаников был поднят нефтенасыщенный керн. Было ли это естественное насыщение или по халатности после извлечения из скважины керн был обмыт соляркой - сейчас определить трудно. Второй объект - пласт - БВ8 - представляет собой хороший песчаник с высоким электрическим сопротивлением, характерным для нефтяных пластов. Но керна из него поднято не было.

Решено было испытать оба пласта. Первым снизу был пласт БВ10. И вдруг неожиданно забил фонтан нефти! За сутки скважина давала 300т. Впоследствии все же выяснилось, что нефть шла из вышележащего пласта БВ8. Между стенками скважины и колонной труб не оказалось цемента, и нефть по этой пустоте свободно передвигалась из пласта БВ8 к дырам в колонне труб, простреленным против пласта БВ10.

Так открыли Мегионское месторождение. Значение этого открытия не только в том, что оно было первым в Среднем Приобье и что оно положило конец разговорам о перспективности района, а главное в том, что это был  первый фонтан в Западной Сибири. Ранее полученные фонтаны в Шаиме давали только повод для предположений о перспективах.

Кроме Мегионского в Нижневартовском  районе расположено свыше 30 месторождений нефти из которых наиболее известными являются: Вартовско-Соснинское, Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Тюменское, Черногорское, Варь-Еганское и другие. Но самым известным месторождением района без сомнения считается Самотлорское!

Самотлорское месторождение - самое большое не только в Западной Сибири, но и во всей стране. Его общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 300 млн.т. Оно расположено севернее г. Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская. Мартовская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. каждая из 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.

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

В валанжинских породах на глубине 2000-2150м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая до 50-55% бензина и керосина, 0,6-0,7% серы. В нефтяных пластах температура равна 65-700С. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200т (в настоящий момент дебиты упали до 5-7т). В некоторых скважинах первоначальные дебиты  доходили до 1200т\сутки. В каждой тонне нефти содержится до 100м3 газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность.

В аптских и барремских породах на глубине 1600-1700м залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосина и бензина равняется 45-50%, серы 0,8-0,9%. Температура нефти в пластах 60-650С. суточная производительность скважин достигала 60-100т (в настоящее время 3-10т). В каждой тонне растворено до 150м3 газа.

В самом верхнем аптском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения, значительно больше контуров Самотлора. Было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной залежи уходит за границу Самотлорского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпайское, Мегионское и Ватинское месторождения.

Все, что расположено севернее Березова, Фроловской и Среднеобской нефтегазоносных областей, часто называют севером Западной Сибири. Но геологически это разные территории. На севере Западной Сибири выделяются следующие нефтегазоносные области: Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Северо и Южно-Ямальские, Карская, Гыданская, Усть-Енисейская и другие. На данных территориях расположено свыше 200 нефтяных ,нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений. По общим  запасам газа в недрах эта провинция занимает первое место в мире. Наиболее известными месторождениями являются: Ямбургское, Медвежье, Заполярное - газовые, Уренгойское, Бованенковское - газоконденсатные, Новопортовское - газонефтяное и  другие.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение является самым крупным не только в Западной Сибири, но и в стране и в мире. Оно протянулось в левобережье реки Пур с севера на юг на 180км при ширине 30-40 км. На месторождении открыто 15 залежей. В валанжинских и готеривских отложениях на глубинах 2300-3100м находятся газоконденсатные залежи. Во многих из них имеется оторочка нефти.

Газоконденсатные залежи - это смесь легких фракций нефти типа бензинов, керосинов и газа. Нефть в пласте растворена в газе, и вся эта смесь находится в парообразном состоянии. когда такая смесь попадает в скважину и устремляется на поверхность, то из-за уменьшения температуры и давления нефть выделяется из газа и при фонтанировании мы видим жидкость и газ отдельно. Количество нефти или, правильнее, конденсата, растворенного в газе, может достигать 500-800см3 на каждый 1м3 газа. На Уренгойском месторождении в каждом 1м3газа содержится 100-200см3 конденсата. При суточной производительности скважины 1 млн. м3 газа количество конденсата, поступающего из скважины, будет составлять 70-140т.

Наиболее крупным из валанжинских и готеривских пластов является пласт БУ8. Он залегает на глубине 2650-2725м. Газовая смесь с конденсатом находится в пласте при температуре 750С и под давлением 275атм. Скважина дает в сутки 300-400м3 газа и 30-50т конденсата, который на 90% состоит из бензина и керосина.

На Уренгойском месторождении на глубине 1200-1400м в породах сеноманского возраста находится вторая группа продуктивных пластов, заполненных газом. В отличие от нижних пластов газ здесь почти целиком состоит из метана. Суточная производительность скважин велика.

Кроме газа и конденсата, на Уренгое имеется небольшое количество нефти. Она залегает во многих конденсатных залежах в нижней части слоем 10-15м.

Месторождения нефти и газа Западной Сибири по своему геологическому строению считаются самыми простыми. Почти все из них за редким исключением содержат пластовые сводовые залежи в простых, хорошо распознаваемых на планах геологических структурах типа куполов и сводов. Пласты, вмещающие нефть и газ представлены простыми пористыми коллекторами - песчаниками и алевролитами. В других нефтяных регионах часто можно встретить месторождения с гораздо более сложным строением. На разрезах, приведенных ниже (рис. №…) даны примеры таких месторождений с различными типами коллекторов и сложно построенными залежами. По геологическим запасам нефти большинство месторождений Западной Сибири относятся к средним и крупным, т.е. имеют извлекаемые запасы от 10 до100 млн. т нефти.

 

Стратиграфия

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.

Юрская система.

Юрская система представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Нижний отдел.

Отложения нижнего отдела юрской системы выделяются в объеме береговой, ягельной и горелой свит.

Береговая свита представлена песчаниками полимиктовыми, светло-серыми, зеленова-то-серыми, от мелкозернистых до разнозернистых с прослойками (до5 см.) конгломератов мелкообломочных с горизонтальной волнистостью, со слабым запахом нефти. Алевролит бурый, глинистый, плотный, битуминозный, субгоризонтальнослоистый, с остатками угле-фицированной фауны и флоры,участками с зеркалами скольжения 70.Конгломераты мелко-обломочные, песчанистые с окатанными обломками (размером до 2-3 реже 5 см.) метаморфи-ческих и вулканогенных пород. В объеме береговой свиты выделяется пласт Ю12  (алевролит и песчаник со слабым запахом нефти). Вскрытая мощность отложений береговой свиты составляет 70м. Возраст свиты синемюрский.

Ягельная  свита представлена аргиллитами темно-серыми, слегка коричневыми, слабо-Алевритистыми,часто углистыми,прослоями битуминозными.В основании свиты выделяется пласт Ю12  представленный песчаником серым с зеленоватым оттенком, полимиктовым, мелко-среднезернистым, плотным с остатками углефицированной растительности, участками со слабым запахом нефти. В основании пласта – конгломерат мелкообломочно-песчанистый, плотный с окатанными обломками размером до 3-4 мм  вулканогенных и метаморфических пород. Вскрытая мощность отложений свиты составляет 90м. Возраст свиты - плинсбахский.

Горелая свита  представлена аргиллитами слабоалевритистыми, темно-серыми, иногда почти черными с прослоями песчаников и алевролитов серых. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелко- и разнозернистые, плотные, полимиктовые, слюдистые, на глинистом и кремнисто-глинистом цементе, участками с тонкими прослойками битума и остатками углефицированной растительности. В объеме горелой свиты выделяются песчано-алевролитовые пласты Ю11 и Ю10.

Радомская пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, прослоями битуминозными, углистыми. Возраст свиты тоарский.

 

Средний отдел.

Отложения среднего отдела объединяются в тюменскую свиту, которая имеет повсеместное распространение. По литологическим признакам тюменская свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. В объеме тюменской свиты выделяются песчано-алевролитовые пласты от Ю9 до Ю2.

Литологически свита сложена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, плотные, с прослойками алевролита бурого, полимиктовые с горизонтально-волнистой слоистостью, битуминозные. Алевролиты темно-серые до буровато-коричневого цвета, глинистые, плотные, горизонтальнослоистые с прослойками песчаников. Аргиллит темно-серый до бурого, алевритистый, плотный, с горизонтально-волнистой поверхностью. Породы насыщены остатками углефицированной растительности и раковин пелеципод.

stud24.ru

Крупнейшие нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири Выполнили: Спильная Ольга

Крупнейшие нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири

  • Выполнили:

  • Спильная Ольга

  • Пилипенко Мария

  • Ученицы гимназии №2

  • 10 класса В

  • ноябрь

  • 2008

Западная Сибирь славится своими запасами нефти и газа. Но, как известно, природные ресурсы истощаются, поэтому разрабатываются новые месторождения.

  • Западная Сибирь славится своими запасами нефти и газа. Но, как известно, природные ресурсы истощаются, поэтому разрабатываются новые месторождения.

  • Таким образом известно огромное количество залежей нефти и газа, речь о которых пойдет в этом проекте.

Содержание:

  • Что такое нефть?

  • Что такое природный и попутный газы?

  • Историческая справка

  • Список всех месторождений нефти и газа Западной Сибири

  • Происхождение названий некоторых месторождений нефти и газа Западной Сибири

  • Общая характеристика некоторых месторождений нефти и газа Западной Сибири

  • Вывод

Что такое нефть?

  • Нефть – (маслянистая жидкость темного (от бурого до черного) цвета с характерным запахом, не растворяется в воде) это природная сложная смесь углеводородов, в основном алканов линейного и разветвленного строения, содержащих от 5 до 50 атомов углерода, с другими органическими веществами.

  • Вред, наносимый нефтью, окружающей среде.doc

Что такое природный и попутный газы?

  • газ

  • природный попутный

  • (смесь газообразных веществ, (это газ, который находится в

  • основным компонентом которого природе над нефтью и

  • является метан (70-80%), а растворены в нем вследствие

  • а остальной объем приходится высокого давления. В нем

  • на этан, пропан, бутан, содержится значительно

  • изобутан, неорганические меньше метана и больше его

  • газы (азот, углекислый газ, гомологов)

  • инертные газы))

Историческая справка

  • Огненная вода Югры.doc

  • Разведка и освоение нефтегазовых месторождений края (Даты и События).doc

  • Исторические документы (постановления и приказы).doc

Список всех месторождений нефти и газа Западной Сибири

  • Месторождения Западной Сибири.doc

Происхождение названий некоторых месторождений нефти и газа Западной Сибири

Бахиловское

  • В декабре 1986 г. началось освоение этой земной кладовой, расположенной в 130 км от г. Радужного. Имя Бахилова Василия Васильевича, в честь и память которого названо месторождение, по праву занимает видное место в истории нашего края. Коренной тюменец, он почти четверть века отдал работе в округе, в том числе в должности первого секретаря вначале Сургутского райкома партии, а затем Нижневартовского горкома. Благодаря настойчивости целеустремленности В.В.Бахилова, его умению работать с кадрами быстро вводилось в эксплуатацию Сургутское и Усть-Балыкское, знаменитое Самотлорское месторождения нефти. В знак глубокого уважения и благодарности Сургутяне обратились с просьбой о присвоении ему звания Героя Социалистического Труда. В апреле 1971 г. эта просьба была удовлетворена. Это был первый случай в истории округа, когда этого звания был удостоен рядовой партийный работник. Именем В.В.Бахилова названы, кроме месторождения нефти, улица в г. Сургуте и теплоход.

Высокоостровское

  • Скважину-первооткрывательницу бурили и испытывали летом 1990 г. коллективы мастеров Р.Бахмурзиева и В.Леонова из Правдинской нефтегазоразведчной экспедиции. Буровым мастером экспедиции был Вячеслав Высокоостровский. 28 июня 1966 г. в газете «Правда» на первой полосе был помещен его фотопортрет, а 4 июля этого же года его не стало. Он был убит на буровой рабочим своей бригады. Убийце пришлось не по нраву заповеди бурового мастера.

Карамовское

  • Скважину-первооткрывательницу пробурили буровики Аганской нефтегазоразведочной экспедиции, работающие на группе Усть-Балыкских месторождений. Новая кладовая нефти расположена в Сургутском районе. В коллективе этой экспедиции с 1956 г. работал буровой мастер Николай Борисович Мели-Карамов (1930-1975).

  • Его бригада всегда работала с опережением производственных заданий. Этот коллектив участвовал в разведке многих месторождений нефти. В 1964 г. Ему было присвоено звание Героя Социалистического Труда. В память его и названо новое месторождение. В разработку промысловикам оно было сдано в 1979 г.

Майское

  • Открытие его сделали не геологи, а промысловые буровики из Мамонтовского управления буровых работ. Месторождение расположено к югу от Мамонтовского нефтяного месторождения. Открыто оно в мае 1976 г., поэтому названо Майским. Нефтедобывающее управление, которое было создано позднее для разработки его, получило это же наименование

Муравленковское

  • В октябре 1978 г. при испытании разведочной скважины на Янгтинской площади бригада мастера В.Козмея из Аганской нефтегазоразведочной экспедиции получила фонтан нефти. Оно было названо в честь Виктора Ивановича Муравленко. В 1968 г. были смонтированы первые установки на железном основании. Имя Муравленко носят город нефтяников близ Ноябрьска и Тюменский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности.

Пермяковское

  • Расположено к востоку от Ларьяка. Свое имя месторождение оно получило в честь первого председателя Тюменского исполкома Совета солдатских и крестьянский депутатов Георгия Прокопьевича Пермякова. Открыто месторождение было в марте 1972 г, а разработку промысловикам сдано в 1985 г.

Повхское

  • Первые метры промысловой скважины на этом месторождении, расположенном в Нижневартовском районе, провел в октябре 1977г. Владимир Повх, сын бурового мастера С.А.Повха, в честь которого и названо месторождение. Коллектив этого мастера в январе 1969 г. пробурил первую на знаменитом Самотлоре скважину 200. Ею было положено начало разработке этого нефтяного месторождения, входящего по запасам в десятку крупнейших в мире.

Суторминское

  • В октябре 1975г. буровики Аганской нефтеразведочной экспедиции вскрыли продуктивные пласты на одной из перспективных структур в северной части округа. Это месторождение нефти и получило имя Евгения Васильевича Сутормина, известного геофизика первых лет поисков нефти в Приобье. Он впервые в стране разработал и применил выявление перспективных площадей метод речной сейсморазведки. Это позволило геофизикам в короткие сроки предложить для бурения геологам разведочной скважины на Красноленинском, Ляминском, Нижневартовском сводах и поднятиях.

Семаковское

  • Первую скважину бурил коллектив мастера В. Щастного из Вахской нефтегазоразведочной экспедиции. Свое название месторождение получило по имени Александра Васильевича Семакова. Месторождение находится в 100 км от Самотлора.

Федоровское

  • В августе 1971 г. на Северо-Сургутской площади из скважины №62 был получен мощный фонтан нефти. Месторождение получило имя Виктора Петровича Федорова.

  • Федоровское месторождение нефти вступило в строй в 1972 г.

Юбилейное

  • Залежь расположена между газовыми месторождениями Медвежьим и Уренгойским. Бурил скважину коллектив мастера В.Н.Прудаева из Надымской геолого-разведочной экспедиции, испытание провела бригада мастера Ю.К.Маскаева. Свое имя месторождение получило в честь знаменательного юбилея геологов. Юбилейное месторождение нефти открыто в сентябре 1973 г.

Общая характеристика некоторых месторождений нефти и газа Западной Сибири

Быстринское нефтегазоконденсатное месторождение

  • Расположено в Сургутском районе в 45 км. к северо-западу от г. Сургут, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто в 1964 г., в разработку введено в 1974. Глубокими скважинами вскрыт разрез песчано-алеврото-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского возраста, мощность около 3000 м. По извлекаемым запасам месторождение относится к крупным, по геологическому строению – к сложным.

Восточно-Сургутское нефтяное месторождение

  • Располагается в Сургутском районе, занимая правобережье и долину р.Обь в районе г.Сургут Входит в состав Сургутского НГР Среднеобской НГО. Открыто в 1977, введено в разработку в 1985. Глубокими скважинами вскрыт полный разрез мезозойско-кайнозойских отложений мощностью 3176 м. В тектоническом отношении месторождение занимает юго-восточную часть Сургутского свода в районе его погружения в Юганскую впадину и сочленения на востоке с Нижневартовским сводом. На севере оно сливается с Федоровским месторождением. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным.

Западно-Сургутское нефтяное месторождение

  • Расположено в Сургутском районе в 20 км  к северо-западу от города Сургут, входит в состав Сургутского НГР Среднеобской НГО.  Открыто 15 ноября 1962 г., введено в разработку в 1965. Глубокими скважинами вскрыт разрез верхнеюрских, меловых и папалеогеновых пород. Неогеновые отложения отсутствуют и на верхней олигоцене залегают четвертичные осадки. В тектоническом отношении приурочено к Западно-Сургутскому локальному поднятию, осложняющему юго-западную часть Федоровского куполовидного поднятия Сургутского свода. По запасам месторождение относится к крупным, по геологическому строению – к сложным.

Лянторское нефтегазоконденсатное месторождение

  • Расположено в Сургутском районе в 90 км. к северо-западу от г. Сургут, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто в 1966 г., введено в разработку в 1980. Глубокими скважинами вскрыт разрез песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского возраста и комплексов палеозойского складчатого основания. Месторождение по строению относится к сложным, а по величине запасов – к крупным.

Мамонтовское нефтяное месторождение

  • Расположено в Нефтеюганском районе в 40 км. к югу от г.Нефтеюганск, входит в состав Сургутского НГР Среднеобской НГО. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1970. Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими на поверхности складчатого фундамента. По запасам месторождение является уникальным, а по геологическому строении сложным.

Тянское нефтяное месторождение

  • Расположено в Сургутском районе. Северной частью заходит на территорию Ямало-Ненецкого автономного  округа. Входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Геологоразведочные работы на территории месторождения начаты в 1978 на Западно-Перевальной структуре. На Мурьяунской платформе в 1985 получен промышленный приток нефти. Официальное открытие месторождения датируется 1986. Глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста на глубине до 4 тыс.м. Месторождение по запасам нефти относится к категории крупных, а по геологическому строению – к очень сложным.

  • Основные даты Тянского нефтяного месторождения.doc

Усть-Балыкское нефтяное месторождение

  • Расположено на границе Сургутского и Нефтеюганского районов в долине р. Обь, около г. Нефтеюганск, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто в 1961, введено в разработку в 1964. Фундамент вскрыт двумя скважинами и представлен серпентинитами. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 10 м. Выше вскрыты юрские, меловые и палеогеновые отложения. Неогеновый комплекс отсутствует, и на верхнем олигоцене залегают четвертичные осадки. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноимённой локальной структуре, осложняющей юго-восточной части Пимского вала Сургутского свода. Месторождение многопластовое. Месторождение по запасам относится к крупным, а по геологическому строению – к сложным.

  • Основные даты Усть-Балыкского нефтяного месторождения.doc

Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение

  • Расположено в Сургутском районе к северу от города Сургут, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто в августе 1971г., с 1973 находится в разработке. Глубокими поисково-разведочными скважинами вскрыт полный разрез мезозойско-кайнозойских отложений, в том числе более 1000 м. осадочно-терригенной и эффузивной толщи триаса. Максимальная глубина скважины 4 224 м. Практически все запасы месторождения находятся в эксплуатации. Месторождение не имеет самостоятельных контуров и совместно с Восточно-Сургутским  и Западно–Сургутским месторождениями образует огромное, неправильных очертаний нефтяное поле размером 60х80 км. В пределах центральной, наиболее приподнятой, и южной части Сургутского свода. Месторождение по запасам относится к категории уникальных, а по геологическому строению – к сложным. Основные даты Федоровского нефтегазоконденсатного месторождения.doc

Южно-Балыкское нефтяное месторождение

  • Расположено в Нефтеюганском районе в 15 км к югу от г. Пыть-Ях, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто 23 марта 1964, введено в разработку в 1978. Геологический разрез месторождения сложен терригенными осадками юры, мела и палеогена. В тектоническом отношении месторождение приурочено к южному окончанию Южно-Балыкского куполовидного поднятия Сургутского свода. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к крупным, по геологическому строению – к сложным.

Южно-Сургутское нефтяное месторождение

  • Расположено в Нефтеюганском районе в междуречье р. Обь и Юганская Обь к востоку от г. Нефтеюганск, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской НГО. Открыто в 1973 г., введено в разработку в 1976. Платформенный чехол представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста. По начальным извлекаемым запасам месторождение относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным.

В настоящее время в Западной Сибири, богатейшей нефтяной кладовой России, добывается огромное количество нефти и газа, а так же ведется разработка новых месторождений, что обеспечивает Большое будущее.

  • В настоящее время в Западной Сибири, богатейшей нефтяной кладовой России, добывается огромное количество нефти и газа, а так же ведется разработка новых месторождений, что обеспечивает Большое будущее.

rpp.nashaucheba.ru

Карта месторождений нефти и газа Западной Сибири [2003, JPG] - Карты-специальные - Каталог файлов

Карта месторождений нефти и газа Западной Сибири

Сводные данные:

Год выпуска: 2003 г.Покрытие: Западная СибирьРазработчик: Картографический информационный центр, ИНКОТЭКМасштаб: 1:1500000Формат: JPGЯзык: РусскийКачество: отсканированные страницыРазмер: 27,19МВ.

Описание: Карта месторождений нефти и газа Западной Сибири. Показаны расположение месторождений нефти и газа в Западной Сибири, трубопроводов, компрессорных станций, подземных хранилищ газа, заводов по переработке нефти и газа, выявленных структур и перспективных площадей нефти и газа с ресурсами категории C3.

Скриншоты:

  

Скачать:

DepositFiles.ru

TurboBit.net

LetitBit.net

Vip-File.com

Uploaded.net

Вероятно, Вас заинтересует:

Ресурсный атлас Ненецкого Автономного Округа [2004, PDF, RUS]

Эколого-ресурсный атлас Саратовской области [1996 г., GIF]

Атлас ресурсов Ханты-Мансийского А.О. [1980, JPEG]

Геологическая карта Сибири и её полезные ископаемые.[1905, tiff].

Бодылевский В.И. - Малый атлас руководящих ископаемых [1990, PDF, RUS].

Геологический атлас Сербии [2002, PDF, ENG/SRP]

Сборник карт Сибири [1986-2006, JPG]

Историко-этнографический атлас Сибири. [1961, DjVu, RUS]

Присоединяйтесь к нам!

              Подпишись на новостную RSS ленту канала:

           Зарабатывай в сети конкретные деньги!

<Только для админов.inf>

skyready.ucoz.ru

Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений // Разведка и разработка // Наука и технологии

  За годы освоения и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири были разработаны инженерные решения по всему кругу проблем, связанных с технологиями добычи, сбора и подготовки нефти, оборудованием, инфраструктурой и в первую очередь – с нефтепромысловым строительством. Ведущая роль в этой работе принадлежала Гипротюменнефтегазу – генеральному проектировщику нефтегазодобывающего региона и головной организации отрасли по основным направлениям обустройства месторождений. Сегодня перед проектировщиками появились и новые проблемы: • общее снижение качества запасов по вновь вводимым месторождениям Западной Сибири, преобладание среди них низкопродуктивных, сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, а также выход в поздние стадии разработки крупнейших среди ранее введенных месторождений; в обоих случаях сложность разработки возрастает; • дальнейшее продвижение нефтедобычи на север и усложнение условий для строительства промысловых объектов (вечная мерзлота), повышение требований к их технической надежности и экологической безопасности; • повышение требований к экономичности нефтедобычи и в особенности – к экономичности эксплуатации малодебитного фонда скважин. Но главное – это изменение форм собственности и всей организационно-правовой сферы нефтедобычи, появление недропользователей (НП) с негосударственными формами собственности (крупные НК, а также средние и малые структуры) при государстве-недровладельце (НВ) в лице федеральных и территориальных органов власти. С распадом прежней отраслевой системы нормативно-правового и методического обеспечения разработки и обустройства месторождений стал необходимым новый комплексный поход к стадиям проектирования, строительства и эксплуатации. Структура и качество запасов через показатели разработки определяют требования к системам добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды. Необходимы качественно новые технологии по системам ППД (поддержания пластового давления). Особая задача – обустройство малых месторождений и отдельных участков освоенных месторождений с их привязкой к системам других НП с обеспечением возможности подключения и взаиморасчетов. Продвижение в арктические зоны означает, помимо общего ужесточения природно-климатических условий, размещение всех промысловых объектов и систем на вечной мерзлоте, чего прежде (при островной мерзлоте) удавалось избегать, что заставляет по-новому решать задачи транспортного и энергетического обеспечения. Уже на стадии проектирования необходимо учитывать требования к экологической безопасности и охране природной среды, в том числе разрабатывая методы объективной количественной оценки этих показателей. Отдельный комплекс проблем – реконструкция обустройства старых месторождений региона, технологические системы которых, рассчитанные на условия пика добычи нефти, в первую очередь трубопроводы, приходят в аварийное состояние. Однако по подобным природным и техническим аспектам (структура запасов, природные условия, требования надежности и экономичности) уже существуют наработки и современные технологии решения соответствующих задач. Принципиально же новые задачи ставит изменение организационно-правовых форм нефтедобычи с разделением НВ и НП. Это прежде всего государственный контроль объектов и систем обустройства на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации по следующим показателям: • соответствие систем обустройства требованиям проекта разработки с учетом его периодических ревизий и корректировок; • соответствие действующим нормам уровня промысловых технологий (качество продукции, степень утилизации попутного газа, выбросы, потери и т.д.), а также уровня технической надежности и экологической безопасности объектов и систем; • полнота и качество функционирования системы контроля и учета добычи нефти с включением надзорного контроля разработки и налогового учета добычи. Здесь также необходимо разработать количественные оценки требуемых уровней, способы их обеспечения уже на стадии проектирования и методы определения их фактических значений при обследованиях действующих объектов и систем. С новыми организационно-правовыми формами нефтедобычи связаны и увеличение расчетных сроков разработки месторождений и эксплуатации объектов и систем обустройства, обеспечение эволюционного характера изменений технологических систем обустройства по стадиям разработки месторождения без перестройки их структуры, введение единой системы контроля и учета добычи нефти предприятия. Иначе по истечении первых 10–15 лет эксплуатации высокий физический износ технологических систем при сниженной добыче нефти сделает проблематичной дальнейшую эксплуатацию месторождения. Если прежде государство руководствовалось долговременной перспективой и могло перераспределять доходы от эксплуатации разных месторождений, то в новых условиях, особенно при несовершенной налоговой системе, у НП нет для этого стимулов, а нередко и возможностей. Нельзя и заставить их содержать убыточные предприятия (одна из причин появления огромного количества простаивающих скважин). Между тем мировой опыт показал, что при соответствующем упорядочении отношений крупный и малый нефтедобывающий бизнес нужны и полезны друг другу. Для этого в проектах обустройства важно предусмотреть возможности обособления групп скважин, передаваемых малому бизнесу, и организацию учета продукции по ним, а также возможности ее передачи в систему сбора основного НП. Требование эволюционности преобразования технологических систем по стадиям разработки ведет к существенным изменениям проектных решений с тем, чтобы предусмотреть возможность их преобразования по стадиям разработки без перестройки структуры с разнесением замены отработавшего свой ресурс оборудования и трубопроводов во времени. Ключевым моментом эволюции является рациональное размещение пунктов сброса, подготовки и утилизации пластовых вод: например, на первом этапе это – ЦПС, на втором – площадки ДНС (дожимные насосные станции), на третьем – площадки УПСВ (установки предварительного сброса воды). Обеспечение конструктивной, строительной и технологической надежности промысловых трубопроводов требует реализации структурных изменений, направленных на сокращение их общей протяженности за счет укрупнения кустов скважин, сокращение размеров участков добычи, организации раннего сброса и утилизации пластовых вод и ряда других мер. «Гипротюменнефтегаз» уже сегодня предлагает принципиально новые решения и разработки, готовые к использованию в изменившихся условиях. Так, для систем ППД разработана технология дискретных закачек (патент на изобретение № 2186954, приоритет от 19.07.2000 г.), в полной мере отвечающая новым требованиям разработки к заводнению в части управляемости и информативности воздействий на пласт. Особого внимания заслуживает создание единой для предприятия системы контроля и учета добычи нефти (СКУ ДН). Новыми ее составляющими должны стать надзорный контроль разработки (НКР) – поскважинный учет закачек и отборов и налоговый учет добычи (НУД), осуществляемый в непосредственной близости от добывающих скважин. НУД должен также обеспечить учет добычи нефти по лицензионным участкам и месторождениям, коммерческий учет неподготовленной нефти при передаче продукции скважин одним НП в систему сбора другого. Как составные части государственного контроля нефтедобычи НКР и НУД требуют специальной организации сбора, обработки и представления данных с мерами по обеспечению их точности, достоверности и защиты от несанкционированного доступа. Принципиально важный момент – перенос НУД из пунктов товарной сдачи нефти (и газа) в непосредственную близость к добывающим скважинам, так как только такой учет может служить базой для реального налогообложения и его дифференциации по условиям добычи. Наиболее подходящим местом для этого являются УПСВ. В Гипротюменнефтегазе разработаны принципиальные решения по организации контроля и учета добычи, включая НУД и НКР, по участкам добычи с УПСВ и непосредственно по скважинам с решением указанных выше задач дифференцированного налогообложения (см. «Нефтяное хозяйство». 2005. № 11). В целом СКУ ДН должна объединить контроль и учет по всем ступеням технологического процесса – от скважин до товарной сдачи нефти, обеспечив достоверность контроля и учета, возможность сведения балансов по составляющим (добыча, товарная сдача, собственные нужды, контролируемые и неконтролируемые потери) и тем самым на основе современных информационных технологий – прозрачность производственного процесса, своевременное выявление узких мест, общее повышение эффективности технологий и оборудования. Наконец, с упорядочением отношений государства с НП становится все ощутимее потребность в упорядочении рынка научно-технических услуг в области нефти и газа с возрастанием роли независимых комплексных проектных институтов с завершенным технологическим циклом – проектное производство, инженерные изыскания, научное обеспечение проектирования. Лишь такие структуры способны в полном объеме и на всех этапах (проектирование, строительство, эксплуатация) выполнять функции генеральных проектных организаций (ГПО) по проектированию разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений, под чьей эгидой на условиях субподряда или обязательной экспертизы работают остальные участники этого процесса (научные и проектные организации). ГПО способны взять на себя решение и другой проблемы – обновления, развития и ведения нормативной документации по проектированию, обустройству и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Целесообразность подобного подхода к обустройству месторождений подтверждается 40-летним опытом Гипротюменнефтегаза, в том числе опытом работы в современных рыночных условиях.

 

neftegaz.ru