Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения. Уникальное месторождение нефти


Уникальное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Уникальное месторождение

Cтраница 1

Уникальное месторождение, введенное в эксплуатацию в 1960 - х гг., требует сегодня полной реконструкции площадочных и линейных объектов, так как все оборудование, многие здания и сооружения пришли в техническую и моральную негодность.  [1]

Уникальные месторождения меди и мусковита в России ( Сибирь), железных руд в Индии связаны с фундаментом древних платформ.  [2]

Крупным и уникальным месторождениям принадлежит ведущая роль в мировом балансе запасов.  [3]

Расположенные здесь уникальные месторождения обладают благоприятными горно-геологичеокими параметрами. Однако освоение их ввиду тяжелых природно-климатических условий, удаленности и неосвоенности района требует огромных материальных, трудовых и финансовых затрат. Все эти объективные факторы отрицательно влияют не только на технико-экономические показатели добычи и транспорта газа из этих месторождений, увеличивая затраты и сроки их освоения, по имеют решающее влияние на показатели отрасли в целом.  [4]

Освоение уникальных месторождений в Тюменской области, создание газопромышленного комплекса под Оренбургом, ввод в разработку крупнейших месторождений в Туркменской ССР, рост экспорта газа - все это знаменует новый качественный этап в развитии газовой промышленности.  [5]

Пять уникальных месторождений: Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ямбургское и Оренбургское - характеризуются запасами газа свыше 1 трлн. м3 и содержат около 53 % общесоюзных разведанных запасов газа.  [6]

Открытие уникальных месторождений нефти и газа в районах среднего Приобъя и северных районах Тюменской области положило начало созданию крупнейшего топливно-энергетического комплекса в Западной Сибири - главней нефтяной и газовой базы России, Став за сравнительно короткий ( по мировым аналогам) срок крупнейшим территориально-производственным организмом, он занимает сегодня в народном хозяйстве Российской Федерации лидирующее место и по возможности решаемых здесь проблем, и по масштабам осуществляемых на базе уникальных запасов углеводородного сырья работ.  [7]

Открытие уникального месторождения природного газа в районе Бухары создает большие возможности для производства синтетических материалов и азотных удобрений в Средней Азии. Наиболее крутой подъем химического производства будет достигнут в районах между Волгой и Уралом, на Украине, Северном Кавказе и в Азербайджане на основе широкого использования богатейших запасов такого дешевого сырья, как природный и попутный газы, продукты переработки нефти и коксохимического производства.  [8]

Значение гигантских и уникальных месторождений нефти и газа для прироста запасов видно из следующих примеров. За рубежом открыто свыше 25 тыс. нефтяных месторождений, из них в 72 сосредоточено 90 % доказанных запасов нефти капиталистических стран. При этом почти половина запасов сосредоточена в 6 уникальных месторождениях, 5 из которых находятся на Ближнем и Среднем Востоке и 1 - в Венесуэле.  [9]

Для сравнительно крупных и уникальных месторождений газа или газонефтяных месторождений общая численность исполнителей составляет 20 - 30 специалистов.  [10]

По крупным и уникальным месторождениям эффект может быть существенно выше. Расчеты, выполненные компаниями, разрабатывающими Самотлорское месторождение, показывают, что установление в том или ином виде льготного налогового режима может обеспечить продление рентабельной жизни месторождения на многие годы и обеспечит дополнительную добычу в сотни миллионов тонн.  [11]

На уникальных месторождениях севера Тюменской области возможна ( и планируется) организация сверхмощных промыслов при минимальном числе скважин большого диаметра.  [12]

СССР имеются крупнейшие уникальные месторождения нефти, природного газа и угля, позволяющие концентрировать добычу на небольшом числе объектов и благодаря огромному масштабу предприятий получать самое дешевое в мире топливо.  [13]

Одно из уникальных месторождений - альмаденское расположено на северном склоне хребта Сьера-Морена в Испании.  [14]

Первооткрывателями этого уникального месторождения являются Б. С. Сагингалиев, К. К. Балжанов, О. Чисметов, удостоенные в 1995 г. за открытие этого месторождения Государственной премии Республики Казахстан.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Уникальное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Уникальное месторождение

Cтраница 2

При разработке уникальных месторождений Западной Сибири с хорошими коллекторскими свойствами эффективным с экономической точки зрения оказывается батарейное размещение скважин с обеспечением наблюдения за продвижением воды.  [16]

Продуктивная толща Уренгойского уникального месторождения газа выражена переслаиванием пород прибрежно-континенталь-ного характера.  [17]

Большинство разрабатываемых крупных и уникальных месторождений характеризуется высокой степенью выработанное и обводненности продукции. В то же время их доля в суммарном объеме добычи нефти соответствующего региона ( Самотлорское - в Ханты-Мансийском АО, Ромашкинское - в Республике Татарстан) достаточно велика и они характеризуются значительными остаточными запасами углеводородов, относящимися к категории трудноизвлекаемых. Перевод этих месторождений на условия СРП позволит не только продлить период рентабельной разработки и добыть дополнительное количество нефти, но и решить задачу сохранения жизнедеятельности соответствующих городов и поселков.  [18]

После распада СССР уникальные месторождения этих металлов ( Кемпирсайская группа - Казахстан, Чиатурское месторождение - Грузия и Никопольское - Украина) оказались за границами России. В настоящее время большая часть потребности в этих металлах покрывается за счет их импорта из стран СНГ и дальнего зарубежья. В то же время на территории Республики Башкортостан известны многочисленные небольшие месторождения и рудопроявления хромитов и марганцевых руд с высоким качеством руды, но относительно небольшими запасами, большая часть из которых была отнесена к забалансовым категориям или непромышленным типам.  [19]

Были открыты такие уникальные месторождения, как Газлинское, ставшее поставщиком газа Уралу, и Оренбургское месторождение сернистого газа, на базе которого в 1974 - 1978 гг. построен крупнейший газовый комплекс по переработке газа.  [20]

Как известно, уникальные месторождения нефти приурочены к побережьям сравнительно мелководного Персидского залива, где в настоящее время успешно осваиваются и площади, находящиеся под его водами.  [21]

Здесь открыт ряд уникальных месторождений - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и другие крупные месторождения - с запасами в сотни миллиардов кубометров.  [22]

Открытие и разработка уникальных месторождений нефти и газа в Западной Сибири позволили нашей стране в течение длительного времени успешно решать энергетическую проблему без форсирования добычи твердых видов топлива. Однако период, когда высококачественные виды топлива были наиболее экономичными, проходит.  [23]

В 1966 году было открыто новое, уникальное месторождение газа - Вуктыл. Вуктыльское месторождение еще замечательно тем, что оно газо-конденсатное. Помимо сотен миллиардов кубометров газа оно содержит, по предварительным подсчетам, десятки миллионов тонн конденсата, то есть фракций нефти типа бензина и дизельного топлива, ценного сырья для нефтехимии.  [24]

На территории области выявлены уникальные месторождения нефтегазового и газоконденсатного сырья. Основные запасы нефти приходятся на месторождения Тенгиз и шельф Каспийского моря, что составляет примерно половину от суммы доказанных запасов и ресурсов по всему Казахстану.  [25]

При составлении проекта разработки средних, крупных и уникальных месторождений годовой отбор газа определяется в количестве 5 - 7 % от начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор газа по мелким месторождениям может быть запланирован и более 7 - 8 % при условии наличия в данном районе новых газовых месторождений, которые могут обеспечить нужды потребителя.  [26]

На территории Республики Башкортостан имеются уникальные месторождения высоко декоративных гранитов, долеритов, строматолитовых известняков, яшм, доломитов и других видов природного облицовочного камня, организованная добыча и обработка которых может сравниться по эффективности с добычей нефти и других стратегических полезных ископаемых при реализации их как на внутреннем, так и на внешнем рынке.  [27]

Обычно, за исключением таких уникальных месторождений, как Ромашкинское, Арланское, Шкаповское и др., предпочтение отдавалось законтурному заводнению, осуществленному на Мухановском, Покровском, Дмитровском, Зольненском, Бавлинском и многих других месторождениях. В качестве основного преимущества законтурного заводнения перед другими методами обычно считается сохранение только естественного направления питания залежей, при котором, как предполагается, возможна наиболее высокая нефтеотдача пласта.  [28]

В нижнем карбоне выявлено пять крупных и уникальных месторождений и в среднем карбоне - два месторождения. Запасы нефти в карбоне составляют свыше 30 % от общих запасов области.  [29]

Уже много лет откладывается освоение уникальных месторождений полуострова Ямал. Одна из главных состоит в том, что здесь требуются значительные капиталовложения. Именно они определяют очередность освоения месторождений, темпы отбора газа из них и из провинции в целом. При этом динамика темпов отбора должна быть строго увязана с готовностью рынка Европы принять газ Ямала на взаимовыгодных условиях.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

1. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.

(уникальные месторождения это — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа)

Это Аравийский полуостров, Иран и азиатская часть Турции, страны Персидского залива. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, а северная и северо-восточные ее части — в альпийском складчатом поясе.

В рассматриваемом регионе размещаются пять нефтегазоносных бассейнов:

-Персидского залива,

- Аданайский,

-Деште-Кевир,

-Аденский,

-Шабва.

Это главная кладовая нефти и газа в мире. От ситуации в этом регионе завися цены на нефть и газ. Недра этого региона содержат около 65 млрд т нефти, или почти половину мировых запасов, из которых 10 млрд т уже извлечены. Запасы природного газа составляют около 26 трлн м8. Большая часть этого богатства сосредоточена в 63 гигантских месторождениях нефти и 10 гигантских месторождениях газа. Из ближневосточных 23 относятся к разряду супергигантов, которых в мире всего 33. В этой сравнительно небольшой части планеты вокруг Персидского залива к середине 80-х гг. было открыто 371 нефтяное и 55 газовых месторождений.

САУДОВСКАЯ АРАВИЯ занимает первое место в мире по запасам «чёрного золота». В её недрах разведано 22,5 млрд т нефти. Имеются и огромные запасы природного газа — более 3 трлн м3. Почти половина запасов нефти сосредоточена в самом крупном в мире месторождении Гавар, открытом в 1948 г. Его начальные запасы составляли 11 млрд т, из них добыто уже 3 млрд т. Оно объединяет несколько антиклинальных структур в осадочных породах, которые вытянуты цепочкой шириной 12—20 км на 225 км. Нефть залегает в верхнеюрских известняках. Залежь массивного типа сверху перекрывается непроницаемой толщей.

Свыше десяти месторождений расположено в Персидском заливе. Среди них уникальное — самое крупное в мире морское нефтяное месторождение Сафания-Хафджи (начальные запасы оценены в 4,2 млрд т). Оно открыто в 1953 г. Занимает четвёртое место в мире,

второе — в Саудовской Аравии. Среди других уникальных месторождений нефти выделяются Марджан-Фирдоуси (1,6 млрд т), Харсания (более 1 млрд т).

ИРАК обладает богатейшими запасами нефти (4 млрд т) и газа (800 млрд м3). На севере в 1927 г. было открыто одно из крупнейших нефтяных месторождений мира — Киркук. Его начальные запасы оценивались в 2,1 млрд т; более 1 млрд т из них уже добыто. В Южном Ираке к числу уникальных месторождений относится Румайла, где 2,8 млрд т нефти и 490 млрд м3 природного газа.На долю месторождений Киркук и Румайла приходится 90% добычи нефти в стране.

В ИРАНЕ к началу 80-х гг. открыто 72 нефтяных и 21 газовое месторождения. Запасы нефти составляют 7,8 млрд т, природного газа — 13,7 трлн м3. Наиболее богата юго-западная часть Ирана в районе Персидского залива. Среди них гигантские месторождения нефти Ага-Джари (1,9 млрд т), Гечсаран (2,2 млрд т). Уникальное нефтегазовое месторождение Пазанун содержит 1415 млрд м3 газа и 500 млн т нефти.

14 месторождений открыты в иранской части Персидского залива. Среди них уникальными являются месторождения Лулу-Эсфандиер (5 млрд т), Ферейдун-Марджан (1,6 млрд т)

КУВЕЙТ — небольшое по площади и по населению государство плавает на нефти. Здесь 8 месторождений, главное из которых — Большой Бурган — второе по величине в мире. Оно образовано погребённым под осадками куполовидным поднятием песчаников мелового возраста.

Общие размеры — 46- 20 км. Запасы оцениваются в 10,7 млрд т.

Есть ещё месторождение Раудатайн с запасами 1,4 млрд т.

studfiles.net

Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.

Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.

(уникальные месторождения это — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа)

Это Аравийский полуостров, Иран и азиатская часть Турции, страны Персидского залива. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, а северная и северо-восточные ее части — в альпийском складчатом поясе.

В рассматриваемом регионе размещаютсяпять нефтегазоносных бассейнов:

-Персидского залива,

- Аданайский,

-Деште-Кевир,

-Аденский,

-Шабва.

Это главная кладовая нефти и газа в мире. От ситуации в этом регионе завися цены на нефть и газ. Недра этого региона содержат около 65 млрд т нефти, или почти половину мировых запасов, из которых 10 млрд т уже извлечены. Запасы природного газа составляют около 26 трлн м8. Большая часть этого богатства сосредоточена в 63 гигантских месторождениях нефти и 10 гигантских месторождениях газа. Из ближневосточных 23 относятся к разряду супергигантов, которых в мире всего 33. В этой сравнительно небольшой части планеты вокруг Персидского залива к середине 80-х гг. было открыто 371 нефтяное и 55 газовых месторождений.

САУДОВСКАЯ АРАВИЯ занимает первое место в мире по запасам «чёрного золота». В её недрах разведано 22,5 млрд т нефти. Имеются и огромные запасы природного газа — более 3 трлн м3. Почти половина запасов нефти сосредоточена в самом крупном в мире месторождении Гавар, открытом в 1948 г. Его начальные запасы составляли 11 млрд т, из них добыто уже 3 млрд т. Оно объединяет несколько антиклинальных структур в осадочных породах, которые вытянуты цепочкой шириной 12—20 км на 225 км. Нефть залегает в верхнеюрских известняках. Залежь массивного типа сверху перекрывается непроницаемой толщей.

Свыше десяти месторождений расположено в Персидском заливе. Среди них уникальное —самое крупное в мире морское нефтяное месторождение Сафания-Хафджи (начальные запасы оценены в 4,2 млрд т). Оно открыто в 1953 г. Занимает четвёртое место в мире,

второе — в Саудовской Аравии. Среди других уникальных месторождений нефти выделяются Марджан-Фирдоуси (1,6 млрд т), Харсания (более 1 млрд т).

ИРАК обладает богатейшими запасами нефти (4 млрд т) и газа (800 млрд м3). На севере в 1927 г. было открыто одно из крупнейших нефтяных месторождений мира — Киркук. Его начальные запасы оценивались в 2,1 млрд т; более 1 млрд т из них уже добыто. В Южном Ираке к числу уникальных месторождений относится Румайла, где 2,8 млрд т нефти и 490 млрд м3природного газа.На долю месторождений Киркук и Румайла приходится 90% добычи нефти в стране.

В ИРАНЕ к началу 80-х гг. открыто 72 нефтяных и 21 газовое месторождения. Запасы нефти составляют 7,8 млрд т, природного газа — 13,7 трлн м3. Наиболее богата юго-западная часть Ирана в районе Персидского залива. Среди них гигантские месторождения нефти Ага-Джари (1,9 млрд т), Гечсаран (2,2 млрд т). Уникальное нефтегазовое месторождение Пазанунсодержит 1415 млрд м3 газа и 500 млн т нефти.

14 месторождений открыты в иранской части Персидского залива. Среди них уникальными являются месторождения Лулу-Эсфандиер (5 млрд т), Ферейдун-Марджан (1,6 млрд т)

КУВЕЙТ — небольшое по площади и по населению государство плавает на нефти. Здесь 8 месторождений, главное из которых — Большой Бурган — второе по величине в мире. Оно образовано погребённым под осадками куполовидным поднятием песчаников мелового возраста.

Общие размеры — 46- 20 км. Запасы оцениваются в 10,7 млрд т.

Есть ещё месторождение Раудатайн с запасами 1,4 млрд т.

2.Формирование подземных вод осадочных бассейнов.

По происхождению и формированию все воды делятся на:

- эндогенные (в недрах Земли) к ним относятся

а)метоморфогенные

б)магматогенные

- экзогенные (на поверхности Земли) к ним относятся

а)инфильтрационные

б) седиментогенные

Метоморфогенные — образуются за счет обезвоживания минералов при метаморфизме пород, содержащих кристаллизационную воду. Цеолитная воды (встречается в цеолитах, межслоевых промежутках глин). (Цеолиты — это минералы способные поглощать и отдавать воду.)

(Ювенальные значит перворожденные.)

Магматогенные (ювенальные)— формирование этих вод происходит при извержении вулканов, а также из магматических тел. В процессе кристаллизации магмы вода отжимается по трещинам и разломам и посткпает наверх. Эти воды периодически и регулярно вступают в водообмен. Молекулы воды образуются в мантии из Н и О2. Поступают в магматогенные воды из изверженных вулканов или за счет регионального восходящего потока из очагов скрытого магматизма.

Инфильтрационные — попадают в горные породы из атмосферы+часть стока за счет родников+конденсационные. Они образуются изатмосферных осадков путем просачивания (инфильтрации) в породы. (+незначительно за счет вод поверхностных водотоков)

Седиментогенные (ископаемые, реликтовые, погребенные) — были длительное время исключены из водообмена, захвачены при осадкообразовании или отжаты при уплотнении осадков . Еще они называются элизионные (отжатые). Это высокоминерализованные воды глубоких частейразреза земной коры. Происхождение их связывают с захоронением вод морского генезиса, сильноизмененных под влиянием давления и температуры. Среди этих вод выделяют сингенетичные(попали одновременно с образованием породы и сохранились) и эпингенетичные(отжатые).

Конденсационные воды — образуются в результате конденсации водяных паров в порах и трещинах.

+

Кристаллизационная вода — входит в состав кристаллической решетки минералов и выделяется при нагревании. (например CaSo42h3Oгипс)

Конституционная вода — входит в кристаллическую решетку минералов, но выделяется при более жестких условиях и сопровождается разрушением минералов. (например мусковит KAl2(OH)2[AlSi3O10])

 

В гидрогеологии используют три рассмотренные формы. Кроме того, чтобы кратко изобразить химический состав воды используют формулу М.ГЭ. Курлова.

Формула Курлова — это псевдодробь. В числителе — содержание процент-эквивалентной формы главнейших анионов, а в знаменателе содержание катионов. Величины содержания записывают в виде индексов. Ионы располагают в убывающем порядке. Ионы, содержание которых <1% эквивалент, обычно не указывают. Перед дробью отмечаю важнейшие газообразные компоненты воды и величину минерализации. После дроби пишут температуру.

Например: сероводородная соленая вода гидрокарбонатно-хлоридного магниево-кальциево-натриевого состава имеет температуру 35 ˚С, слабощелочная, содержит йод (7.9 мг/дм3) и бром (25 мг/ дм3).

Для оценки нефтянэх вод используют характеристику Пальмера. Основана на утверждении, что ионы соединяются между собой в порядке уменьшения химической активности.

Пальмер выделил шесть солевых характеристик. Основное значение имеют: первая соленость (S1), вторая соленость (S2), первая щелочность (А1) и вторая щелочность (А2).

 

Химическая классификация вод

Типы подземных вод в осадочных бассеинах по Зайцеву

Типы вод и Класс вод (номер класса)

- Пластовые - индекс П

П1 - Поровые

П2 - Трещиноватые

П3 - Порово-трещиновые

П4 - Трещиновые

П5 - Трещинно-карстовые

- Трещинножильные - индекс Т

Регионально трещиноватые:

Т6 - Зон выветривания

Т7 - Зон литологических трещиноватостей

Т8 - Карстовожильные

Локально трещиноватые:

Т9 - Зон тектонических нарушений (относится к горноскладчатым областям)

- Лавовые - индекс Л

Л10 - Верхнелавовые

Л11 - Межлавовые

Л12 - Внутрилавовые

Все Лавовые воды приурочены к эффузивным телам.

Типы вод по Сулину

В нефтегазовой гидрогеологии широко распространена классификация В.А. Сулина, использующая и элементы классификации Ч. Пальмера.

В классификации Сулина природные воды подразделяются на четыре типа по характерным соотношениям между главнейшими ионами и затем на группы и подгруппы по преобладанию различных анионов и катионов. Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названными Сулиным «генетическими»:

rNa/ rCl; (rNa – rCl)/ rSO4 ; (rCl—rNa)/rMg.

 

Типы вод r Na+/ r Cl- (r Na+- r Cl-)/ r SO2-4 (r Cl- - r Na+)/ r Mg2+
Гидрокарбонатно-натриевый >1 >1 -
Сульфатно-натриевый >1 <1 -
Хлоридно-магниевый <1 - <1
Хлоридно-кальциевый <1 - >1

 

 

Пористость.

Пористость – способность пород вмещать в себе нефть, газ, воду, при этом порода должна содержать пустоты (поры).

Пористость — это удельный объем порового пространства в единице объема образца.(определение Лысова)

 

Закон Дарси

Фильтрационный поток — это условный поток жидкости через пористую среду.

Границы платформы

На северо-востоке и востоке — Верхояно-Чукотская складчатая область, от которой отделяется на северо-востоке Предверхоянским краевым прогибом.

На востоке и юго-востоке- Охотско-Чукотский вулканический пояс, Урало-Монгольский подвижный пояс

На юге- Байкальская область

На юго-западе- Енисейско-Присаянская область

На западе - условно под чехлом Западно-Сибирской плиты, западнее Енисея

На севере - условно под четвертичными и меловыми отложениями Енисей-Хатангской впадины Рассохинско-Балахнинской зоны валообразных поднятий и далее к востоку до дельты Лены — вдоль Оленекской антиклинальной зоны, ограничивающей с севера Лено-Хатангскую впадину.

В строении платформы выделяются:

Алдано-Становой щит- выступы архейско-нижнепротерозойского фундамента

Анабарский щит- выступы архейско-нижнепротерозойского фундамента

Лено-Енисейская плита — верхнепротерозойско-фанерозойский платформенный чехол

авлакогены - рифей (частично регенерированы в девоне)(Хастахский авлакоген,

 

Выделяются следующие тектонические провинции:

Классификация

 

А. По области применения.

а) Глубинное сейсмическое зондирование земной коры.

б) Региональные исследования.

 

Б. По степени детальности.

а) Поисковая

б) Детальная

 

В. По типу использования волн.

а) Продольные

б) Поперечные

в) Поверхностные

 

Основные методы

Метод отраженных волн

Главный метод при поиске месторождений нефти и газа. Используется для определения глубины и характера залегания, выявления структурных и неструктурных ловушек, а также для получения данных о составе пород и характере насыщения порового пространгства.

Метод преломленных волн

(рефракция - преломление )

Основан на записи и исследовании волн рефрагированных преломленно-рефрагированных

(...на удалениях 120 км от источника возбуждения регистрируются преломленно-рефрагированные волны, распространяющиеся в верхней части коры. Кажущиеся скорости изменяются в широких пределах - 5,5 - 6,5 км/с и постепенно возрастают по мере удаления от источника возбуждения)

отраженных при больших углах падения.

3. Метод проходящих волн ( скважинная сейсморазведка)

Используется при изучении крупно падающих границ с резкой дифференциацией скоростей.

Сейсмокаротажем был назван способ наблюдений в скважинах, предназначенный для определения средних скоростей в среде путем измерения времени распространения сейсмических волн, возбуждаемых у устья скважины или на некотором расстоянии от него, до скважинного приемника, погружаемого на разные глубины. Такой сейсмокаротаж называют интегральным, поскольку при одиночном скважинном сейсмоприемнике он позволяет определять лишь общее время пробега волн и скорости, усредненные (интегральные) для значительных по мощности толщ пород, пройденных скважиной. Дифференциальный сейсмокаротаж позволяет определять интервальные и пластовые скорости в разрезе, пройденном скважиной, с помощью зонда из двух (или более) скважинных сейсмоприемников, закрепленных на постоянной базе, путем измерения разности времен пробега волны между сейсмоприемниками.

Особенности

1. Глубина исследования (до 10-15 км)

2. Депольное расчленение среды

ДОПОЛНЕНИЕ

ДОПОЛНЕНИЕ

По составу определяющих геологических факторов выделяют четыре класса или группы барьеров – носителей реальных и потенциальных зон нефтегазонакопления.

1Структурные барьеры. На платформах к ним относятся: вершины сводов, линейные дислокации склонов, микрорифтовые структуры. Преобладают ловушки сводового типа и тектонического экранирования.

2Структурно-формационные барьеры. Тектонические структуры этих барьеров ( , разломы, уступы, валы, своды) сопровождаются существенно важными изменениями состава и распространения резервируемых толщ (например, барьерные рифы), что обеспечивает широкое распространение ловушек экранирования.

3Формационные барьеры. Не обнаруживают видимой генетической связи с тектоническими структурами. Их появление обязано главным образом палеогеоморфологии (прибрежные, русловые и дельтовые песчаные образования, эндотические выступы древнего рельефа.

4Гидродинамические барьеры. Возникают главным вблизи бортовых уступов или в бортовых зонах глубоких впадин при взаимодействии иллюзионного и инфильтрационного гидродинамических режимов водонапорных систем природных резервуаров.

Каждому типу тектонической структуры нефтяного или газового месторождения свойственна характерная для него ассоциация или совокупность ловушек. Тектоническая, седиментогенная или геоморфологическая структура месторождения нефти и газа — важнейший признак, которым прежде всего руководствуются при прогнозировании нефтяных и газовых месторождений и при проведении поисковых геолого-геофизических работ. Установив в процессе этих работ тип структуры, определяют состав вероятных типов ловушек, на которые ориентируются при постановке поискового и разведочного бурения. Таким образом, важнейшими признаками месторождений нефти и газа, которые должны учитываться при их поисках и классификации, являются структура месторождения и типы залежей. Но характер структур, контролирующих месторождения нефти и газа, предопределяется, в свою очередь, принадлежностью этой структуры к тем или иным геоструктурным элементам земной коры и особенностями развития этих эле­ментов.

Охрана почв

- взрывные скважины целесообразно заполнить порубочными остатками после помещения в них заряда для уменьшения выброса грунта при взрыве.

- при использовании вибрационных генераторов необходимо принимать меры по максимальному сохранению растительного покрова и минимизации разлива гидравлической жидкости.

- в полевом лагере все производственные и бытовые отходы (стеклотара, консервные банки, кухонные отбросы, ветошь, бумага и т. д.) помещают в специальные мусорные ямы. Металлолом складируют в отведенном для этого месте, по окончании сезона его обязательно вывозят. После завершения всех работ твердые бытовые отходы утрамбовывают бульдозером и покрывают слоем почвы, а поверхность ям выравнивают.

 

 

Характеристика стадий

 

Региональный этап

- стадия прогноза нефтегазоносности (итоговая оценка ресурсов Д2 - Д3)

Объект исследования: нефтегазоносные осадочные бассеины, провинции и их части

1. Выявлениелитолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов, структурно-фациальных зон, тектоническое районирование.

2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон возможного нефтегазонакопления.

3. Количественная и качественна яоценка перспектив нефтегазоносности.

4. Нефтегазогеологическое районирование, выбор основных направлений и первоочередных объектов для дальнейшего исследований

- стадия оценки зон нефтегазонакопления (итоговая оценка ресурсов Д1 - Д2)

Объект исследования: нефтегазоперспективные районы и зоны нефтегазонакопления.

1. Выделение субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными газоперспективными литологостратиграфическими комплексами.

2.Выделение более крупных ловушек, уточнение типа и характера основных зон нефтегазонакопления.

3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности установленных и прогнозируемых зон нефтегазонакопления.

4. Нефтегазогеологическое районирование, выборрайона и зон, установление очередности проведения в нихрегиональных и детальных геологогеофизических исследований.

 

 

Поисковый этап

- стадия выявления и подготовки объектов к поисковому бурению

 

А) выявление объектов (оценка ресурсов Д1)

Объект исследования: районы с установленнойи возможной нефтегазоносность.

1. Выявление условий залегания геологогеофизических свойств нефтегазоперспективных комплексов.

2. Выявление перспективных ловушек.

3. Количественная оценка УВ в выявленных ловушках.

4. Выбор объектов и определение очередности их подготовки к поисковому бурению.

 

В) подготовка объектов (оценка ресурсов Д1 - С3)

Объект исследования: выявленные ловушки.

1.Детализация выявленных перспективных ловушек, позволяющая прогнозировать пространственное положение залежи.

2. Выбор места заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.

3. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготовленных к потсковому бурению.

4. Выбор объектов, определение их очередности ввода в поисковое бурение.

 

- стадия поиска месторождений и залежей-поисковое бурение

(оценка запасов С2 частично С3)

Объект исследования: подготовленние ловушек.

1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов. Определение их геологогеофизических свойств.

2. Выделение, опробование, испытание нефтегазонасыщенных пластов и гоиризонтов, получение промышленных притоков нефти и газа, установление свойств флюидов и фильтрационных и емкостных характеристик.

3. Оценка запасов открытых залежей.

4. Выбор объектов для проведения детальных геофизических и оценочных буровых работ.

 

Разведочный этап

-стадия оценки месторождений или залежей (итоговая оценка запасов С1 - С2)

Объект исследования:открытое месторождение или залежи.

1. Установление основных характеристик для определения их промышленной значимости.

2. Подсчет запасов УВ.

3. Деление на промышленные и непромышленные объекты.

4.Выбор объектов этажей разведки, определение очередности проведение опытнопромышленной эксплуатации и подгогтовка к разработке.

- стадия подготовки месторождений или залежей к разработке (итоговая оценка запасовС1)

Объект исследования: промышленные месторождения и залежи

1.Оценка достоверности геологопромысловых фильтрационных и подсчетных параметров по скважинам.

2. Подсчет геологических запасов УВ и определение коэффициентов извлечения.

 

- стадия эксплуатационной разведки (итоговая оценка запасов А - В - С1)

Объект исследования: разрабатываемые месторождения или залежи.

1. Разведка разрабатываемых объектов.

2. Разведка второстепенных горизонтов, куполов и блоков.

3. Подготовка запасов УВ более высоких категорий, дифференциация их применительно к методам повышения их извлечения.

17. Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.

Пластовое давление это важнейший параметр, без которого мы не можем вести разработку, считать запасы.

Пластовое давление образуется вследствии 2 факторов:

1. Гидростатическое давление столба флюида.

2. Сжимание пластов.

Метод определения — это снять КВД (кривую восстановления давления) и обработать её в координатах. Предельное значение даст пластовое давление.

 

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимаетсядавление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановленной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось относительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта .

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действительным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное давление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сквжина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин практически не представляется возможным найти универсальные зависимости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно принять такое время выдержки глубинного манометра для каждой скважины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к скважине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

5 наличие, как правило, исходных данных о давлениях на различные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

6зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построения карт изобар более детально.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуществлять графическим методом, который обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущность метода заключается в следующем. Все замеры пластовых давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рис. ). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения давления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является приближенным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование средней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным результатам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уровню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород превышают принятую точность (0,5 кПсм2 карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

Элементный состав нефти

Из пяти основных элементов, входящих в состав нефти (+сера, азот, кислород), главными являются углерод и водород. Именно они в различных сочетаниях образуют молекулы углеводородов, которые являются главной составной частью нефти. Сера, азот и кислород входятв состав различных сернистых, азотистых и кислородных соединений, присутствующих в нефти в виде примеси. Главным химическим элементом нефти является углерод;водорода обычно в 6–7 раз меньше, а на долю гетероэлементов (S, N, O) приходится не более 3–5 % и то, в основном, за счет серы. Эти соотношения характерны для любой нефти.

В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12—14%.

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэле­ментов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

 

Компонентный состав нефти

Главными компонентами нефти, как это уже упоминалось,являются углеводороды. Эту часть нефти условно называют маслами. Кроме масел в нефти присутствуют сложные высокомолекулярные кислородсодержащие вещества – смолы и асфальты, определяющие окраску нефти и сильно влияющие на ее удельный вес. Масла, смолы и асфальтены присутствуют в нефтях в различных соотношениях, но обычно масел больше, чем смол, а смол больше, чем асфальтенов. Существует несколько методов компонентного анализа нефтей, наиболее употребительным и точным в настоящее время считается адсорбционный метод разделения нефти на хроматографической колонке.

Компонентный анализ применяется для суждения о количестве асфальтово-смолистых веществ в нефти и для их раздельно го изучения: определения молекулярного веса, элементного состава и т. д.

Уменьшение содержания асфальтово-смолистых компонентов в нефти по продуктивному пласту указывает направление миграции.

 

 

 

Методы испытания скважин.

Испытание - заключительный этап выполнения работ по строительству скважин. От их результативности во многом зависит выполнение планов прироста запасов и, как следствие, возможность увеличения объемов добычи нефти и газа.Метод испытания скважины выбирают исходя из конкретных условий, к которым относятся: глубина скважины, ее техническое состояние, геолого-геофизические характеристики пласта, наличие оборудования и материалов. Основным фактором, влияющим на выбор метода испытания, является величина ожидаемого пластового давления. По этому показателю скважины делят на две группы: с давлением меньше гидростатического и больше гидростатического.Для вызова притока из пласта можно применять как методы плавного увеличения депрессии, так и большие знакопеременные нагрузки на пласт, способствующие улучшению условий притока флюидов.Работы по испытанию скважин начинают после проверки эксплуатационной колонны на герметичность.Особое место в испытании скважины занимают исследовательские работы. По результатам исследований определяют добывшую способность, а также гидродинамические характеристики скважины и пласта. Таким образом в процессе испытания скважины выполняют комплекс работ, обеспечивающих установление оптимальных условий ее эксплуатации.

В современных условиях пласты, вскрытые скважиной, испытывают на различных этапах строительства скважины. В процессе бурения, например, с помощью испытателей пластов производят опробование пласта. При этом определяют, чем насыщен пласт, его давление и температуру, а также проводят ограниченный комплекс исследовательских работ.Испытание скважины проводят после окончания бурения.

Под испытанием понимается комплекс мероприятий по вызову и интенсификации притока флюида и определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и температуры. На основе этих показателей можно найти некоторые фильтрационные характеристики пласта.

В промысловой практике еще нередки случаи, когда скважину, из которой получен приток нефти или газа, закрывают вследствие отсутствия или несвоевременной установки эксплуатационного оборудования и монтажа нефтесборных трубопроводов. После обустройства приходится производить повторный вызов притока.Законченную испытанием продуктивную скважину осваивают. Освоению подлежат как эксплуатационные, так и разведочные скважины, давшие промышленный приток нефти и газа, а также нагнетательные скважины.Таким образом, в промысловой практике выполняют три качественно отличающейся друг от друга процесса: опробование пласта, испытание и освоение скважины. Поскольку при выполнении этих процессов есть одинаковые технологические операции, в практике часто разные процессы называют одинаково - освоением, испытанием, опробованием. Чтобы избежать терминологической путаницы в оценке отличающемся по характеру и назначению процессов получения притока из пластов, предлагаются следующие определения.Опробование пласта - процесс, связанный с вызовом притока и исследованием пласта с помощью испытателей пластов различного типа при бурении скважины. Использование испытателей пластов для получения притока флюидов после окончания бурения относится к испытанию скважины.

Испытание скважины - процесс вызова и интенсификации притока из обсаженной или не обсаженной скважины, его исследования с целью определения добычных возможностей скважины и физико-химических свойств пласта и пластового флюида.

Освоение скважины - процесс, связанный с выполнением работ по вводу эксплуатацию скважины, законченной испытанием.

На успешность и продолжительность работ по испытанию скважин влияет ряд факторов, среди которых ведущее место занимают физические характеристики пласта и насыщающих его жидкостей, состояние геолого-геофизической изученности разреза, качество вскрытия пласта бурением, качество крепления пласта, способ вскрытия пласта перфорацией, продолжительность между вскрытием пласта бурением и началом испытания, техническое состояние скважины, уровень организации работ.По числу применяемых методов испытания и способов их осуществления, числу проводимых операций, а следовательно, и времени испытания скважины могут быть подразделены на три группы сложности.



infopedia.su

Уникальное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Уникальное месторождение

Cтраница 3

Одновременно, учитывая огромную роль уникальных месторождений нефти восточных районов страны, Директивами предусмотрена необходимость ускоренного развития сети магистральных трубопроводов и создания мощной сети трубопроводов для перекачки нефти из Западной Сибири в европейскую часть и восточные районы страны. Для этих целей должно быть построено 27 тыс. км магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.  [31]

Занарсшанность отложений главного известняка на уникальном месторождении Киркук доказана многими примерами. Одна из скважин вскрыла настоящую захороненную пещеру, в которой деревянный брус длиной 15 футов ( - 4 5 м) перевернулся и всплыл на поверхность другим концом.  [32]

Закарстованность отложений главного известняка на уникальном месторождении Киркук доказана многими примерами. Одна из скважин вскрыла настоящую захороненную пещеру, в которой деревянный брус длиной 15 футов ( - 4 5 м) перевернулся и всплыл на поверхность другим концом.  [33]

Строителям в короткие сроки предстояло обустроить уникальные месторождения нефти и газа на Крайнем Севере, отличающемся суровыми природно-климатическими условиями, на вечной мерзлоте в Ямбурге, и диаметрально противоположной, жаркой, на соленых песках Прикаспийской низменности. Газ и нефть Карачаганака, Тенгиза, Астрахани характеризуются небывало высоким содержанием сероводорода и углекислоты, засоленные грунты этих мест разрушают бетон и металл.  [34]

Заполярное газоконденсатное месторождение входит в число уникальных месторождений по запасам газа, газового конденсата и нефти.  [35]

В терригенных отложениях девона выявлено 10 крупных и уникальных месторождений; запасы нефти составляют около 60 % от общих запасов Волго-Ураль - ской области.  [36]

Южная Америка ( Венесуэла) имеет Одно уникальное месторождение нефти - Боливар-Коустл. Здесь выявлено более 200 залежей.  [37]

В то же время выработанность трудноизвлекаемых запасов уникальных месторождений существенно отстает ( на 20 - 25 %) от выработанности запасов других групп месторождений.  [38]

Изменение географии прироста запасов газа, открытие уникальных месторождений в Тюменской области, высокая эффективность геологоразведочных работ в этом районе позволяет по-новому определять сроки обеспеченности добычи в старых газодобывающих районах.  [39]

Распределение платежей за добычу полезных ископаемых из уникальных месторождений и групп месторождений федерального значения между бюджетами разных уровней может устанавливаться в иных пропорциях. Пропорции устанавливаются по соглашению всех заинтересованных сторон. В спорных случаях решение по этому вопросу принимает Федеральное Собрание РФ.  [40]

Распределение платежей за добычу полезных ископаемых из уникальных месторождений и групп месторождений федерального значения между бюджетами разных уровней могло осуществляться в иных пропорциях, которые должны были устанавливаться по соглашению всех заинтересованных сторон.  [41]

В связи с предстоявшим вводом в разработку уникального месторождения Тенгиз были выполнены лабораторные эксперименты на соответствующих кернах с целью установления возможных изменений коллекторских свойств пласта при добыче нефти. Дело в том, что для Тенгизского месторождения характерно АВПД.  [42]

Урало-Казахстанской и Сибирской плит контролирует расположение большинства уникальных месторождений УВ Западной Сибири.  [43]

Только на территории севера Тюменской области открыты такие уникальные месторождения, как Уренгойское, Заполярное и Медвежье.  [44]

Основной объем добычи газа в настоящее время обеспечивают уникальные месторождения с падающей добычей Уренгойское, Ямбургское и Медвежье.  [45]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Крупнейшие нефтяные месторождения мира — Википедия РУ

номер государства месторождение/группа месторождений год открытия геологические запасы(млрд. тонн нефти) оператор разработки нефтегазоносный бассейн
1   Аль-Гавар 1948 12 Saudi Aramco Персидский залив
2   Большой Бурган 1946 11 Kuwait Petroleum Corp Персидский залив
3   Боливар Костал 1917 8,3 Petroleos de Venezuela Озеро Маракайбо
4   Верхний Закум 1969 7,0 ADNOC, ExxonMobil, Japan Oil Development Co. Персидский залив
5    Северное/Южный Парс 1991 7,0 Qatar Gaz, Petropars Персидский залив
6   Кашаган 2000 6,4 Eni, КазМунайГаз, Total, Shell, Exxon Mobil, CNPC, Inpex Прикаспийская впадина
7   Самотлорское 1965 6,2 Роснефть Западная Сибирь
8   Дацин 1959 5,7 PetroChina Сунляо
9    Сафания-Хафджи 1951 5,5 Kuwait Petroleum Corp, Saudi Aramco Персидский залив
10   Гечсаран 1928 5,2 NIOC Персидский залив
11   Эр-Румайла 1953 5,2 Персидский залив
12   Группа месторождении Кантарел 1971 5,0 Pemex Мексиканский залив
13   Ромашкинское 1948 5,0 Татнефть Поволжье
14   Приобское 1982 5,0 Роснефть, Газпром нефть, Русснефть Западная Сибирь
15   Комплекс Марлин 1985 4,3 Petrobras Кампус
16   Ахваз 1958 4,0 NIOC Персидский залив
17   Серир 1961 3,8 Сирт
18   Прадхо-Бей 1969 3,5 BP Аляска
19   Кариока-Сахарная Голова 2008 3,4 Petrobras Сантус
20   Западная Курна 1999 3,4 Персидский залив
21   Меджнун 1977 3,3 Total Персидский залив
22   Манифа 1966 3,2 Персидский залив
23   Тенгиз 1979 3,0 Chevron, КазМунайГаз, Exxon Mobil, LukArco Прикаспийская впадина
24   Марун 1964 3,0 NIOC Персидский залив
25   Шайба 1968 2,9 Saudi Aramco Персидский залив
26   Чиконтепек 1926 2,6 Pemex Мексиканский залив
27   Халфая 1975 2,6 BHP Персидский залив
28   Азадеган 1999 2,5 NIOC, Лукойл Персидский залив
29   Нижний Закум 1965 2,5 ADNOC Персидский залив
30   Хасси-Мессауд 1956 2,4 Sonatrach Сахара
31   Джек 2004 2,4 BP Мексиканский залив
32   Хурайс 1963 2,3 Персидский залив
33   Агаджари 1937 2,2 NIOC Персидский залив
34   Ратави 1950 2,2 Shell, CanOxy, Petronas Персидский залив
35   Киркук 1927 2,2 Персидский залив
36   Тупи-Йара 2006(2008) 2,1 [1] Petrobras Сантус
37   Лянторское 1966 2,0 Сургутнефтегаз Западная Сибирь
38   Зулуф 1965 2,0 Saudi Aramco Персидский залив
39   Берри 1964 2,0 Персидский залив
40   Абкаик 1946 2,0 Персидский залив
41   Баб 1963 1,8 ADNOC Персидский залив
42   Фёдоровское 1971 1,8 Сургутнефтегаз Западная Сибирь
43   Салымско-Правдинская группа 1,8 Салым Петролеум Девелопмент Н.В., Роснефть Западная Сибирь
44   Раудатайн-Сабрия 1960-1961 1,8 Персидский залив
45   Тайбер Проспект 2009 1,8 BP, ConocoPhillips, Petrobras Мексиканский залив
46   Ноксал[2] 2006 1,6 Pemex Мексиканский залив
47   Ферейдун-Марджан 1966 1,5 Персидский залив
48   Шэнли 1961 1,5 Бохайвань
49   Карамай 1897 1,5 Джунгария
50   Катиф 1946 1,5 Saudi Aramco Персидский залив
51   Уренгойское 1966 1,5 Газпром Западная Сибирь
52   Тевлинско-Русскинское 1971 1,5 Лукойл Западная Сибирь
53   Сардар-Милли 2011 1,5 NIOC Южный Каспий
54   Мамонтовское 1965 1,4 Роснефть Западная Сибирь
55   Уалкер Ридже 1,4 Мексиканский залив
56   Вать-Еганское 1,3 Лукойл Западная Сибирь
57   Восточный Багдад 1989 1,3 Персидский залив
58   Арланское 1955 1,2 Башнефть, Белкамнефть Волго-Уральская провинция
59   Тахэ 1,2 [3] Sinopec Тарим
60   Наньпу 2007 1,2 [4] CNPC Бохайвань
61   Карашыганак 1979 1,2 ENI, BG, КазМунайГаз, Chevron, Lukoil Прикаспийская впадина
62   Красноленинская группа 1,2 ТНК-BP, Лукойл Западная Сибирь
63   Чанцин 1,2 PetroChina Шаньси
64   Узень 1961 1,1 КазМунайГаз Южный Мангышлак
65   Эн-Насирия 1975 1,1 Eni, Repsol Персидский залив
66   Бу Хаса 1964 1,1 ADNOC Персидский залив
67   Бибе-Хекиме 1961 1,1 NIOC Персидский залив
68   Абу-Сафа 1966 1,0 Персидский залив
69   Даган 1,0 [5] Даганская нефтяная компания Бохайвань
70   Кирикири-Хусепин 1,0 Petroleos de Venezuela Ориноко
71   Купарук-Ривер 1978 1,0 Аляска
72   Эль-Фурриал 1,0 Petroleos de Venezuela Западная Венесуэла
73   Ядаваран 2003 1,0 Sinopec, NIOC Персидский залив
74   Фердоус 2003 1,0 NIOC Персидский залив
75   Даште-Абадан 2001 1,0 Персидский залив
76   Каранчи 1963 1,0 NIOC Персидский залив
77   Боскан 1946 1 Petroleos de Venesuela Озеро Маракайбо

http-wikipediya.ru

Уникальные месторождения нефти в мире — курсовая работа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.

student.zoomru.ru