Месторождения нефти и газа Западной Сибири

Башкирский государственный университет.

Кафедра геологии и геоморфологии

Дипломный проект.

Ван-еган.

Выполнил: С-т 5 курса Япаров Э.Р.

Проверил: Пр-р Кинзекеев А.Р.

Уфа 2003

Содержание

Введение

1.      Общая часть

1.1. Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

1.2. стратиграфия.

1.3  общие сведения Ван-Еганского месторождения.

2.      Технико- экономическая часть

2.1   методики работ

3.      приложения

Заключение

Литература

Общая часть

1.1.           Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

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

Западно-Сибирская провинция расположена между горным Уралом на западе, рекой Енисей - на востоке, Алтая Саянской горной страной на юге и Карским морем на севере. Она занимает площадь 2 600 000 км2 и охватывает полностью или частично Тюменскую область с Ямало-Ненецким и Ханты-Мансийским автономными округами, Омскую, Новосибирскую и  Томскую области и частично Алтайский и Красноярский края и Свердловскую область. В геологическом отношении  рассматриваемая провинция приурочена к Западно-Сибирской плите, в основании которой на глубине 3-10км находится древний, разновозрастный докембрийский, местами палеозойский фундамент. В строении плиты участвуют три структурных этажа: докембрийско-палеозойский, триасовый и мезо-кайнозойский.

Триасовые отложения залегают преимущественно в структурах, напоминающих рвы (грабенах). В настоящее время наибольшее значение для нефтегазоносности имеет верхний этаж юрско-мелового возраста. Он сложен песчано-глинистыми отложениями, образующими крупные геологические структуры, своды и впадины. В пределах этих структур размещаются более мелкие валы и локальные структуры, к которым главным образом приурочены почти все нефтегазоносные пласты. Мощность (толщина)  юрских и меловых пород увеличивается по направлению к северу к полуостровам Гыданскому и Ямал.

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

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

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

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

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

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

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

Самотлорское месторождение - самое большое не только в Западной Сибири, но и во всей стране. Его общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 300 млн.т. Оно расположено севернее г. Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская. Мартовская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. каждая из них - это самостоятельное подземное поднятие в рельефе мезозойских пород. но залежи нефти до краев наполняют ловушки и распространены шире, в том числе и в погружениях подземного рельефа между указанными площадями.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стратиграфия

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.

Юрская система.

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

Нижний отдел.

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

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

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

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

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

Средний отдел.

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

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