Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии. Удмуртские месторождения нефти


Полезные ископаемые в Удмуртии | Ижевск и Удмуртия

Ноябрь 29th, 2014 admin В Удмуртии наиболее распространены месторождения нефти, каменного угля, торфа, различных строительных материалов (песок: стекольный, строительный, формовочный; гипс, известняк, глина, гравий), минеральные краски, минерализованные воды и грязи.

В республике открыто и разрабатывается большое количество месторождений нефти. Она находится на глубине 1000—1500 метров. Нефть в Удмуртии тяжелая, повышенной вязкости и относится к категории трудноизвлекаемой. Наибольшее количество месторождений нефти находится в центральных, юго-восточных и северо-восточных районах. Самые известные месторождения нефти: Чутырское (Игринский район), Кионгопское (Якшур-Бодьинский район), Мишкинское (Воткинский район). Выявлены также месторождения попутного и свободного газа.

Открыты месторождения каменного и бурого угля (южный и юго-восточные районы республики), но они находятся на большой глубине.

В республике разведано около 600 месторождений торфа. Особенно много его в долинах рек Кильмезь и Чепца.

Имеются месторождения минеральных красок: охры, черной, зеленой. Также в Удмуртии разведан редкий минерал волконскоит, из которого делаю зеленую краску.

Этот минерал был открыт в 1830 году и назван в честь героя Отечественной войны 1812года князя Волконского. Волконскоит имеет различные оттенки зеленого цвета – от светло-зеленого до темно-зеленого, почти черного. Краска высоко ценится художниками за присущее просвечивание (лессирование). Крупное месторождение  Ухтимское (Кезский район).

В поверхностных слоях имеются гипсы, ангидриды, а также глины для производства кирпича, керамических изделий. Встречаются песчано-гравийные материалы для всех видов строительства.

Металлическими рудами республика бедна, к тому же у имеющихся – низкое качество. Встречаются железные, марганцевые, медные руды

Большое значение имеют минеральные воды. В Алнашском районе расположен курорт «Варзи-Ятчи». Здесь минеральные воды и лечебные грязи используются для оздоровления. Также имеются минеральные источники «Увинский» в санатории «Ува» и «Новоижевский» на территории санатория «Металлург».

Еще записи по теме

Вы можете пропустить чтение записи и оставить комментарий. Размещение ссылок запрещено.

loveudm.ru

Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

АрхеологияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБотаникаБухгалтерский учётВойное делоГенетикаГеографияГеологияДизайнИскусствоИсторияКиноКулинарияКультураЛитератураМатематикаМедицинаМеталлургияМифологияМузыкаПсихологияРелигияСпортСтроительствоТехникаТранспортТуризмУсадьбаФизикаФотографияХимияЭкологияЭлектричествоЭлектроникаЭнергетика

На территории Удмуртии открыты 63 нефтяных месторождения.

По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все месторождения разделяются на 6 зон нефтенакопления.

1. Киенгопская зона нефтенакопления, приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных, верейских, башкирских, турнейских, терригенных и яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда месторождений имеются газовые шапки, содержащие, в основном, азот.

2. Зона накопления, связанная с юго-восточным бортом Камско-Кинельской впадины, содержит значительные запасы нефти, в основном в яснополянских терригенных отложениях.

3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, месторождения приурочены к тектоноседиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне.

4. Зона накопления Верхнекамской впадины, нефтеносность которой связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом.

5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса, верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа.

6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью неизученной.

Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м (Сарапульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Но в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других — открыты залежи нефти.

Наибольшее число залежей Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазопер-спективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм2, увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско- Кинельской системы прогибов, что обусловлено палекарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м на Мишкинском, Лиственском, лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях.

Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологически комплекс представлен в основном карбонатными породами — известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт А4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23%, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллекторы с пористостью 12—15%, проницаемостью 0,05— 0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюк-ской и других площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 м до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь Чутырско-Киенгопского и Мишкинского состоит из 6—7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты А4-2, А4.3, А4.6.

В верейских отложениях нефтеносность связана с пластами В2 и В3, хотя встречаются и залежи нефти в пласте Bj. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат aргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность раздела верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой. Пласт В3 расположен в нижней части верей-ского горизонта. Толщина пласта 1,58 м. Пористость до 10%, проницаемость до 0,522 мкм2. Пласт В2 расположен в 10—15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2—9 м, пористость достигает 23%, проницаемость — 0,824 мкм2. Все выявленные верейские залежи пластовые сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80—90% из азота.

Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8—10 м, пористость их до 22%, проницаемость до 0,3 мкм2. Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом, карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22% — к терригенным.

Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63%, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56%. К трудноизвлекаемым запасам относится 37%, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (< 2 м) и в водонефтяной зоне, 9,66% — залежи с малопроницаемыми коллекторами (<0,05 мкм2), более 2 % запасов находятся в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87, 12%) имеют толщину менее 10 %. Все вновь вводимые и подготовленные месторождения имеют толщину пластов не более 10 м. Залежи нефти наиболее крупных месторождений — многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, которая составляет около 7%.

Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность — от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8—4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4—3,5 м (тур-нейские отложения Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20 [30].

Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа.с) и повышенной (от 10 до 30 мПа.с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Миш-кинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 862 (яснополянский надгоризонт Чутырской площади) до 917 кг/м3 (турнейский ярус Чутырско-Киенгопского месторождения). Пластовые воды минерализованные, содержание соли в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Ки-енгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до 0,5 мкм2 зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375—0,424 Па-с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1,766-4,213 Па-с, скв. 187, 3401, 3402).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные скопления углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базовые) и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

studopedya.ru

Полезные ископаемые Удмуртии | Ижевск и Удмуртия

Особенности геологического строения и рельефа любой территории определяют закономерности распространения полезных ископаемых в ее недрах. Крупные месторождения металлических руд приурочены обычно к метаморфическим и магматическим породам. Поэтому при глубоком залегании фундамента их открытие и промышленное освоение затрудненно.

Богаты полезными ископаемыми отложения платформенного чехла Удмуртии. В них содержатся нефть, бурый и каменный уголь, торф, строительные материалы, минеральные краски.

Впервые промышленная нефть в Удмуртии была получена в 1955 году. Сейчас Удмуртия стала одним из ведущих центров добычи нефти в Вятско-Камском регионе. Открыто, разведано и разработано большое количество месторождений нефти.

В южной части республики, на территории Алнашского, Каракулинского, Камбарского районов, известны месторождения бурых и каменных углей. Из-за глубокого залегания они пока не разрабатываются, нов перспективе возможно их использование в подземной газификации территории. В республике выделено более 650 месторождений торфа. Большинство торфяных болот находится в поймах рек бассейна Кильмези, Чепцы, Ижа. Значительная част добываемого торфа используется сейчас для нужд сельского хозяйства. Некоторые болота (Варзи-Ятчинское, Юськинское) содержат лечебные грязи.

На территории Удмуртии имеются осадочные руды железа, меди, марганца. Содержание металлов в этих рудах невысокое. Поэтому эти руды не могут обеспечить потребности крупных современных металлургических заводов. Раньше на из базе работали небольшие железоплавильные (Пудемское) и медеплавильное (Бемыжское) предприятия.

В республике обнаружены, разведаны и разрабатываются месторождения нерудных полезных ископаемых. Имеются месторождения известняка, используемого как шихта в металлургической промышленности. В измельченном виде эта порода используется в строительстве, в земледелии для известкования кислых почв. Известны месторождения ангидрита, гипса, гравия, стекольных и формовочных песков.

Заслуживают внимания минеральные краски и среди них знаменитый волконскоит. Минерал был открыт в 1830 году офицером русской армии А.П. Волковым и назван в честь участника войны 1812 года князя В.П. Волконского. Отдельные его находки известны в Югославии, Италии, США и Иордании. В Удмуртии и в прилегающих областях Приуралья (Кировской и Пермской) имеются относительно крупные месторождения этого минерала.

Волконскоит имеет различные тона зеленого цвета. Иногда встречаются зеленовато-черные и черные разновидности. Из него изготовляют художественную краску «волконскоит» зеленого цвета. Художники высоко ценят эту краску за присущее ей уникальное свойство просвечивания (лессирования).

Используется волконскоит и для удаления накипи в котлах тепловых электростанций.

Образование полезных ископаемых в недрах земли шло разными путями. Металлические руды могли возникнуть от горячих растворов, обогащенных соединениями металлов. Эти растворы в условиях больших температур и высоких давлений вступали в различные химические реакции. В результате этого некоторые магматические и метаморфические порода обогащались металлами. Выпадая из растворов, некоторые элементы и соединения образовывали месторождения рудоосадочного происхождения (железа, марганца, меди, фосфоритов, калийных солей). В образовании других видов полезных ископаемых большую роль сыграло живое вещество древних геологических эпох. Так, места гибели болотной растительности превращались со временем в месторождения торфа, бурого и каменного угля. Органическое происхождение, как полагают ученые, имеет и нефть. Сырьевыми ресурсами могут быть горные породы и отдельные минералы: гранит, мрамор, известняк, галит (каменная или поваренная соль), волконскоит.

Еще записи по теме

Вы можете пропустить чтение записи и оставить комментарий. Размещение ссылок запрещено.

loveudm.ru

Закономерности размещения месторождений нефти на территории Удмуртской Республики

Территория Удмуртской Республики в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) является одним из старейших нефтегазодобывающих районов.  Большинство месторождений вошли в последнюю стадию разработки, сопровождающуюся постепенным падением объемов добычи углеводородов. Ежегодная добыча за последние 5 лет колеблется в пределах 10 млн т. Поддерживать добычу на постоянном уровне удается за счет внедрения новых эффективных технологий добычи на крупнейших  предприятиях  ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Белкамнефть» (рис. 1)

Рис. 1.  Динамика добычи нефти на территории Удмуртской Республики

К настоящему времени здесь открыто 118 месторождений. В разработке находится 75 месторождений (извлекаемые запасы - 250 млн т нефти), подготовлены к эксплуатации 33 месторождения  (извлекаемые запасы - 30 млн т нефти),  9 месторождений находится в разведке (извлекаемые запасы - 3 млн т нефти) и 1 законсервировано. Суммарные извлекаемые ресурсы 660 млн т, из них добыто 327 млн т (данные на 01.01.2009, Терещенко, 2009 г.).

 Наибольший рост открытий месторождений приходится на период с 1950 по 2000 гг. С 2000 г. число открытий сократилось в 3 раза, что вероятно связано с уменьшением объема геолого разведочных работ (рис. 2).

 

Рис. 2. Гистограмма динамики открытия месторождений

В тектоническом плане  на территории Удмуртской Республики выделяются две структуры первого  порядка: Северная вершина Татарского свода (ТС) и Верхнекамская впадина (ВКВ). Также выделяется Камско-Кинельская система впадин (ККСВ), с органогенными постройками по бортам, на территории Республики развиты 2 впадины этой системы: Можгинская  – на западе и Сарапульская – на востоке. Основные закономерности распределения нефти связывают с ККСВ.

Проанализировав ситуацию по запасам  УВ на сегодняшний день, были установлены следующие закономерности распространения залежей нефти:

  • В пределах Удмуртской Республики основные залежи нефти приурочены к  северными бортами ККСВ. В Верхнекамской нефтегазоносной области по сравнению с Татарской стратиграфический диапазон промышленной нефтеносности значительно шире. К Верхнекамской впадине приурочено 94 месторождения, содержащих подавляющее большинство разведанных запасов. На Татарском своде открыто 24 месторождения.
  • Промышленная нефтеносность связана с широким стратиграфическим диапазоном от вендских до верхнекаменноугольных отложений. Основу запасов нефти Республики составляют среднекаменноугольные отложения – 62% (по количеству залежей). Значительная часть залежей находится в эмсско-нижнефранских терригенных (включает в себя отложения эмсского, эйфельского, живетского и раннефранского возраста), верхнефранско-турнейских карбонатных, визейских терригенных, окско-башкирских карбонатных, верейских терригенно-карбонатных, каширско-гжельских карбонатных комплексах Верхнекамской впадины и Татарского свода.
  • По характеру коллекторов большинство месторождений (по количеству запасов) относится к карбонатными отложениями - 78% и 22% – с терригенными.
  • Залежи нефти находятся на глубине от 800 до 2300 м. Максимальное количество залежей сосредоточено в интервале от 1300 до 1400 м, где залегают каменноугольные отложения.
  • Большая часть выявленных месторождений по запасам (89%)  относится к мелким и связана с локальными поднятиями третьего порядка различного генезиса. На долю средних приходится 9%, на долю крупных – 5%.

По фондовым материалам ОАО «КамНИИКИГС» была построена карта распределения геологических запасов категорий A+B+C1 (рис. 3) в соответствии с классификацией запасов нефти. В результате выделены зоны  с наибольшей концентрацией месторождений, которые сосредоточены на востоке и юго-востоке Республики. Наибольшие запасы приурочены к прибортовым зонам ККСВ к Сарапульской впадине (Чутыро-Киенгопское и Мишкинское месторождения). Основу запасов составляют залежи в среднем карбоне (окско-башкирским карбонатным, верейским терригенно-карбонатным).  На юго-востоке в осевой зоне также открыты крупные месторождения, такие как Арланское и Ельниковское, с большими залежами в нижнем терригенном (визейским терригенным) и верхнем карбоне (каширско-гжельским). В пределах Татарского свода находится Областновское месторождение, со значительными запасами в терригенном девоне.      

 

 

Рис. 3. Схема распределения запасов  по территории в региональном плане

Также не севере Республики находятся средние по запасам месторождения Карсовайское, Чубойское, Смольниковское, не имеющие отношение к ККСВ. В Карсовайском месторождении основные запасы приурочены к среднекаменноугольному комплексу. Генезис этих нефтей вряд ли связан с ККСВ,  так как источники генерации нефти ККСВ находятся слишком далеко. Крупные запасы нефти установлены в терригенном девоне на Чубойском месторождении, что, вероятно, связано с существованием зоны генерации на севере Республики в доверхнедевонских отложениях. По свойствам эти нефти особенно тяжелые вязкие (плотность до 0,96 г/см3), отличающиеся от нефтей ККСВ и нефтей терригенного девона Татарского свода.  В Тыловайском и Шарканском месторождениях получена сходная по свойствам тяжелая нефть из терригенного вендского комплекса. Вероятно, эти нефти могут иметь один источник. Таким образом не все залежи нефти можно связать с ККСВ.

Несмотря на то, что территория Республики относится к старейшему нефтегазоносному району, сохраняются перспективы открытия новых месторождений и залежей. Для поддержания ресурсной базы УВ необходимо выявить источники нефтей терригенного девона и среднего карбона на севере Удмуртской Республики, что позволит более целенаправленно ставить геолого разведочные работы.

 

 

stud24.ru

Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

Технологии Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

Количество просмотров публикации Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии - 305

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии
Рубрика (тематическая категория) Технологии

78%- карбонатные коллектора, 22% — к терригенным. Сложная структура пустотного пространства (трещино-поровые, трещино-порово-кавернозные). Небольшая толщина пластов (средняя толщина пластов 10м.),. Пласты высокой степени расчленности. Пористость=0.05-0.3. Продуктивные коллектора насыщены вязкой (от 10 до 30 мПа.с) и высоковязкой Н. (> 30 мПа.с) , что осложняет процесс разработки. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединœений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Многие м/с характеризуются наличием газовой шапки и водоплавающих залежей. По сложности геологического строения с учетом высоковязких Н. наши м/с относятся к наиболее сложным для разработки. Газ в основном не имеет промышленного значения ( низкокалорийный= 3600, высокое содержание азота=80%).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на базовых разрабатываемых месторождениях. По этой причинœе весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

Билет № 8

Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии" 2014, 2015.

referatwork.ru