Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Нефтегазогеологическое районирование территории России. Нефтегазоносные провинции

Введение

нефтегазоносный провинция промышленный

Нефть и газ - важнейшие составные части топливно-энергетического комплекса подавляющего числа стран Мира. Земные недра неохотно отдают свои богатства, а вырвавшись на свободу, нефть и газ ведут себя непредсказуемо и могут принести немало бед. Но ни одна страна в наш космический век не может существовать без «чёрного золота». Развитие и благополучие людей на планете Земля напрямую связано с разведкой и добычей газа и нефти. Особенно это прослеживается в экономике России, стабильность которой напрямую зависит от положения дел в нефтегазовой отрасли. Рано или поздно, те месторождения, которые сейчас используются - иссякнут. Поэтому следует начинать искать новые месторождения, в том числе и в труднодоступных местах. Благодаря геологическим исследованиям, нефтегазогеологическому районированию мы можем выявить новые месторождения, районы нефти и газа. Ведь именно с поиска начинается тернистый путь по добыче полезных ископаемых, при этом, начальные ступени этой дороги самые ответственные.

1. Нефтегазогеологическое районирование. Принципы

Нефтегазогеологическое районирование - разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, от нефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов. Основой для нефтегазогеологического районирования осадочных бассейнов является принятое для данного региона тектоническое районирование. Общепризнанно, что именно тектонический фактор, являясь постоянно действующим при генерации, миграции и аккумуляции углеводов, в конечном итоге определяет многофакторный процесс формирования залежей нефти и газа. При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов - критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

* современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

* литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

* гидрогеологические условия;

* геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Основными элементами районирования являются - нефтегазоносная провинция (НГП), нефтегазоносная область (НГО), нефтегазоносный район (НГР), зона нефтегазонакопления (ЗНГН).В соответствии с классификацией элементов нефтегазогеологического районирования нефтегазоносная область приурочена к одной или нескольким структурам I порядка и характеризуется единством геологического строения и истории развития, сходством условий нефтегазообразования, нефтегазонакопления и сохранности залежей УВ, количеством и возрастом распространения основных нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоносный район отвечает тектоническому элементу II порядка, территориально объединяющему месторождения УВ с различным строением, разным возрастом нефтегазоносных комплексов и временем формирования залежей. Зона нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений УВ, территориально приуроченных к генетически и структурно однородным ловушкам. Зона характеризуется единым возрастом основных НГК и сходством условий формирования залежей УВ. Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными. Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.

* нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами;

* нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса;

* нефтегазоносный комплекс - это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу;

* нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами[1].

2. Нефтегазоносные провинции территории России

Нефтегазогеологическое районирование недр имеет большое научное и практическое значение. От того, на каких принципах и критериях оно базируется, во многом зависит прогнозирование нефтегазоносности, выбор направлений, методики поисково-разведочных работ, перспективы освоения нефтяных и газовых ресурсов на отдельных территориях.

Нефтегазоносная провинция (НГП) - это значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приуроченная к одному или группе смежных крупнейших или крупных тектонических элементов (плита, синеклиза, антеклиза, авлакоген, краевой прогиб и т.д.). НГП обладает сходными чертами геологического строения и развития, характерным единым стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, определенными геохимическими, литологическими и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов. Нефтегазоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспективными землями, а в ряде случаев отделяется от соседней провинции крупными разломами или зоной резкой смены возраста осадочного чехла[2].

В основу рекомендуемого нефтегазогеологического районирования территории России положен фациально - тектонический принцип, предопределяющий различные масштабы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это районирование уточнялось по мере получения новых достаточно обосновывающих материалов по результатам геологоразведочных и научных работ. На основе этого районирования составлена карта нефтегазоносных провинций территории России (рис. 2).

Всего выделяют 14 нефтегазоносных провинций России, но широко эксплуатируемых около половины:

1. Западно - Сибирская

2. Лено - Тунгусская

3. Лено - Вилюйская

4. Енисейско - Анабарская

5. Охотоморская (Дальневосточная)

6. Тимано-Печорская

7. Волго-Уральская

8. Прикаспийская

9. Баренцевоморская

10. Северо-Кавказская

11. Лаптевская

12. Восточно-Арктическая

13. Южно-Чукотская

14. Притихоокеанская.

3. Тимано-Печорская НГП

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция - расположена в пределах Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2. Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район. Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское. Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745. Разведочное бурение ведётся с 1890. Первое месторождение лёгкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930, тяжёлой (Ярегское) - в 1932.К 1987 в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей). В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам. Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке - Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море. В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов - Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами. Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб). Выявлено восемь нефтегазоносных комплексов: терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км), карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км), терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км), карбонатный верхнедевонский (2 км), терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км), карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км), терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км), терригенный триасовый (до 1,7 км). Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе. Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные. В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба - большей частью газовые и газоконденсатные. Нефти в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).Содержание S 0,1-3%. Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона - нижней перми и триаса вала Сорокина. Плотность нефтей 807-981 кг/м3. Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2. Некоторые попутные газы - углеводородно-азотного состава. Конденсат плотностью 672-790 кг/м3 содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г./ м3.

Добываемая нефть поступает на Ухтинский перерабатывающей завод и в нефтепровод Усинск - Ухта - Ярославль - Москва, газ - в газопровод «Северное сияние» (Вуктыл - Ухта - Торжок - Минск с ответвлением Грязовец - Санкт-Петербург). Центры разведки и разработки - Ухта, Архангельск, Нарьян-Мар[3].

4. Волго-Уральская НГП

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция - расположена в пределах Свердловской, Кировской, Ульяновской, Самарской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской области, республик Татарстан, Башкортостан и Удмуртии, а так же Пермского края. Площадь 700 тысяч км2.

Первое месторождение нефти было открыто в 1929 в Верхнечусовских городках, в 1932 открыто Ишимбаевское месторождение, приуроченное к рифам нижней перми, девонская нефть выявлена в 1944. К 1982 открыто около 920 месторождений. Наиболее известные месторождения: Ромашкинское, Новоелховское, Арланское, Шкаповское, Туймазинское, Ярино-Каменноложское, Бавлинское, Мухановское, Покровское, Кулешовское, Соколовогорское, Бобровское, Осиновское, Чутырско-Киенгопское (нефтяные); Оренбургское, Коробковское, Степновское (газовые и газоконденсатные). Географически провинция расположена в восточной части восточно-европейской равнины. Основные водные артерии - pеки Волга, Кама, Белая, Урал, Чусовая. Северная часть волго-уральской нефтегазоносной провинции расположена в лесной зоне и лесотундре, южная часть - в лесостепной и степной зонах. Основные пути сообщения - развитая сеть автомобильных и железных дорог. Транспорт нефти и газа - по местным и магистральным нефтегазопроводам. Переработка добываемой нефти главнымобразом в пределах провинции, за исключением нефти, транспортируемой в страны - члены Совета экономической взаимопомощи. Основные центры добычи - города Альметьевск, Oca, Нефтекамск, Туймаза, Октябрьский, Игра, Отрадный, Бугуруслан, Бузулук, Жигулёвск и др.

Волго-уральская нефтегазоносная провинция приурочена к восточной части восточно-европейской платформы и Предуральскому прогибу; ограничена на севере и востоке Тиманом, Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Токмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного рифей-вендского и палеозойского чехла (с незначительным развитием пород мезозоя) в её восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) образованиями - рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов пород. Выявлен ряд крупных сводов (Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулёвско-Оренбургский и др.), впадин, валов и прогибов, которые осложнены более чем 2 тысяч локальных поднятий, характеризующихся размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Промышленные нефтегазоносные отложения девона, карбона и перми, нефтепроявления отмечены в породах рифей-вендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Залежи в основном пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве тектонически экранированные. Дебиты скважин в условиях нормальных гидростатических давлений средние (до 100-200 т/с) и небольшие. Разработка залежей осуществляется, как правило, с поддержанием пластового давления.

Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м3), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворённые газы в нефтях каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера наюг и с запада на восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них содержания серы и увеличение растворённого газа, переход к парафиново-нафтеновому типу.

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

5. Северо-Кавказская НГП

Северо-Кавказская нефтегазносная провинция - расположена в пределах Pостовской области, Kраснодарского и Cтавропольского краёв, республик Kалмыкия, Kабардино-Балкария, Чеченская и Ингушетия.

Площадь свыше 530 тыс. км2. Первые продуктивные нефтяные скважины в зап. части Cев. Kавказа пробурены в 1864. K 1985 в провинции открыто 281 месторождение, в т.ч. 121 нефтяное, 53 газовых, 42 газоконденсатных, 38 газонефтяных и нефтегазовых и 27 нефтегазоконденсатных. B разработке находятся 216 месторождений. Наиболее известные: Oктябрьское, Джанкойское, Mорское, Ленинградское, Березанское, Aнастасиевско-Tроицкое, Mайкопское и др. Географически провинция занимает частично Причерноморскую и Прикаспийскую низменности, Cтавропольскую возвышенность. Основные реки: Kубань, Лабо, Белая, Kума, Tерек, Cулак. Oсновные пути сообщения - сеть автомобильных и железных Дорог. Tранспорт нефти и газа - по местным и магистральным нефтегазопроводам. Переработка нефти - главным образом на НПЗ Грозного, Гурьева и Самары. Oсновные центры добычи и разведки: Kраснодар, Cтаврополь, Грозный, Mахачкала, Шевченко, Hовый Узень.

B тектоническом отношении C.-K. НГП приурочена к Cкифской плите, Южно-Mангышлакско-Устюртской системе прогибов Tуранской плиты и краевым прогибам Большого Kавказа. Фундамент гетерогенный: на большей части - герцинский, в краевых прогибах - байкальский, в прогибах Tуранской плиты - палеозойский. Глубина залегания фундамента на сводах Cкифской плиты до 3 км, во впадинах и прогибах до 6-8 км, в краевых прогибах до 12 км. Mощность осадочного чехла пермо-триас-неогенового возраста до 12 км. Oсадочный разрез представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими терригенными и карбонатными отложениями.

Bыделяют 6 нефтегазоносных комплексов: пермо-триасовый (мощностью до 3 км); юрский комплекс - в зап. и вост. Предкавказье и в Южно-Mангышлакско-Устюртской системе; нижнемеловой комплекс развит на Cев. Kавказе повсеместно, представлен песчано-глинистыми отложениями (мощность до 2 км) c прослоями карбонатов; карбонатный верхнемеловой комплекс; нижний подкомплекс (палеоцен-эоцен) палеогенового комплекса в зап. и центр. Предкавказье сложен песчано-глинистыми породами, верхний - повсеместно глинистый c прослоями песчаников и алевролитов; неогеновый песчано-глинистый нефтегазоносен главным образом в краевых прогибах Cев. Kавказа. K платформенным склонам приурочены в основном залежи газа и газоконденсата, к краевым прогибам - залежи нефти, иногда c газовыми шапками и нефтяными оторочками. Большая часть залежей, приуроченных к платформенной части Cев. Kавказа, пластово-сводового типа, реже c литологическим, в меньшей степени стратиграфическим и тектоническим экранированием. B краевых прогибах залежи пластово-сводовые, массивные и смешанного типа, многопластовые.

Hефти C.-K НГП малосернистые, парафинистые и высокопарафинистые c большими вариациями плотности и смолистости. B кайнозойских отложениях плотность нефти до 931 кг/м3, содержание бензиновых фракций до 31%; в мезозойских отложениях 811-880 кг/м3. Cостав нефтей нафтеново-метановый. Cостав газов газовых и газоконденсатных месторождений (%): CH4 72-99, N2 0-5, CO2 до 6, H2S 0-1,8. Большинство месторождений находится на последней стадии разработки. Добыча ведётся c поддержанием давления насосным и компрессорным способами.

6. Западно-Сибирская НГП

Западно-Сибирская - это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн км2. Включает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Васюганскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Наиболее значительные месторождения: Самотлорское, Мамонтовское, Фёдоровское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Муравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье, Харасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое месторождение газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) - в 1960. К 1984 выявлено свыше 300 месторождений.

Провинция расположена на территории Западно-Сибирской низменности. Нефтегазоносные области южной и центральной частей расположены в зоне тайги и большей частью заболочены. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом. Практически по всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции развиты многолетние мёрзлые горные породы. Основные пути сообщения - реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные дороги отсутствуют. Железные дороги представлены ветками Тюмень - Тобольск - Сургут - Нижневартовск, Ивдель - Обь, Тавда - Сотник, Сургут - Уренгой. Значительная часть грузоперевозок осуществляется круглогодично воздушным транспортом, в зимний период по зимникам - автомобилями, тракторами и вездеходами. Транспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Международный газопровод Уренгой - Ужгород - Западная Европа. Центры добычи и разведки нефти и газа - Нижневартовск, Сургут, Урай, Надым, Уренгой, Тюмень и др.

Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана(мел). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержанием парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см³/м3. Конденсат тяжёлый, нефтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см³/м3, достигает 800 см³/м3. Конденсат лёгкий, парафинового типа.

Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это - ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК.

7. Нефтегазоносные провинции дальневосточной части России

В настоящее время правительство России большее внимание уделяет развитию Дальнего Востока. Это касается и энергетического комплекса России, так как территория довольно богата нефтью и газом. К Западно-Тихоокеанской области приурочено свыше 705 нефтегазовых ресурсов окраины Тихого океана, включая наиболее промышленно богатые бассейны.

На Тихоокеанской окраине России выделяются две нефтегазоносных провинции. Охотская НГП охватывает акватории Охотского и Японского морей и сопредельные территории острова Сахалин и материковой суши. Перспективные площади оцениваются в 730 тыс. кв. км, из которых 90% приходится на акватории, открыто 72 месторождения нефти и газа из них 68 - на Сахалине и Сахалинском шельфе, где только и ведется промышленная добыча (Геология и полезные ископаемые России, кн. 2, 2005).

Притихоокеанская нефтегазоносная провинция (Камчатская область, Корякия, Чукотка, прилегающие акватории Берингова и Тихого океана имеют ограниченную площадь перспективных акваторий (172 тыс. кв. км), прогнозные ресурсы оцениваются невысоко и на 70% представлены газом.

В пределах Восточно-Тихоокеанской окраины, отражающей начальную стадию закрытия океана, ведущими структурными формами являются периокеанические прогибы, межгорные прогибы, впадины бордерленда. Характерна сложная разломно-блоковая тектоника, активная сейсмическая обстановка, высокая скорость формирования и разрушения скоплений углеводородов.

Нефтегазовый потенциал глубоководной области Тихого океана может быть оценен только на основании общегеологических соображений, поскольку прямых проявлений углеводородов здесь пока не известно. По оценке В.Н. Высоцкого и В.Г. Глумлва (Гамберг, 2002), 2000 год, при общей площади глубоководья около 150 млн. кв. км начальные суммарные ресурсы составляют всего 16,6 млрд. т.н.э.

8. Второстепенные НГП России

Все мы знаем, что наша страна широка и необъятна. По причине географического положения, суровых климатических условий, малой заселенности восточной части России и неразвитой инфраструктуры, невозможно освоить все разведанные нефтегазоносные провинции.

К перспективным провинциям относятся Лено-Вилюйская (западная часть Якутии), Лено-Тунгусская и Енисейско-Анабарская (Красноярский край). В настоящее время ведется добыча нефти и газа в Иркутской области (Ярактинское, Верхнечонское месторождение) и газа в Республике Якутия (Талон-Мастахское, Средневилюйское). Перспективным является Ковыткинское газоконденсатное месторождение в Иркутской области.

По прогнозным оценкам открытие новых крупных нефтегазоносных месторождений возможно в первую очередь на территории шельфа морей Северного Ледовитого и Тихого океанов (самым перспективным проектом является разведка и разработка Штокмановского месторождения в Баренцевом море; планируется, что все ресурсы месторождения будут добываться «на экспорт»).

Остальные провинции являются слабоизученными, по причине удаленности и высокой сложности освоения[4].

Заключение