Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области

Тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла. Литолого-стратиграфическое распределение запасов нефти. Нефтегазоносность Припятского прогиба. Геохимические особенности органического вещества, нефтей и газов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Припятский прогиб - обширная нефтегазоносная область, входящая в состав крупной нефтегазоносной провинции южной части Русской платформы - Днепровско-Припятской. Припятская нефтегазоносная область содержит ряд нефтегазоносных районов, в пределах которых размещаются зоны нефтегазонакопления, объединяющие отдельные месторождения и перспективные локальные структуры.
В Припятском прогибе установлены промышленные скопления нефти в северном, центральном и южном нефтегазоносных районах в пределах Речицко-Осташковичской, Червоно-Слободской, Копаткевичской и Ельской зонах нефтегазонакопления.
Стратиграфически скопления нефти приурочены к верхнедевонским отложениям, хотя есть небольшие залежи и в среднедевонских осадках.
Общее количество месторождений в Припятской нефтеносной области составляет 68. Месторождения (за исключением одного - Красносельского) по фазовому составу углеводородов относятся к нефтяным [4]. По состоянию на 01.01 1999 г. из открытых месторождений 52 разрабатываются, 8 законсервированы и 8 разведываются. Большинство месторождений Припятского прогиба содержат по несколько продуктивных пластов-залежей (до шести), приуроченных к отложениям от Лебедянского до ланского горизонтов верхнего девона и даже полоцкого горизонта среднего девона и вильчанской свиты венда -- на единичных месторождениях (Тишковское и Речицкое).
Месторождения нефти в Припятской нефтегазоносной области связаны: с зонами приразломных поднятий, включающих поднятые и опущенные крылья крупноамплитудных разломов, разграничивающих тектонические ступени и другие крупные структурные элементы; с приразломными структурами поднятых крыльев малоамплитудных разрывов, проходящих на склонах ступеней; с зонами приразломных поднятий в пределах бортовых уступов прогиба; с участками фациального замещения пород на склонах тектонических ступеней или соляных структур. Так как Припятская нефтегазоносная область характеризуется высокой степенью разведанности, а республика Беларусь нуждается в выявлении новых направлений и объектов для поиска залежей нефти, то изучение данного направления -наиболее актуальный вопрос в настоящее время.
Целью данной курсовой работы является изучение месторождений нефти Припятской нефтегазоносной области.
Для достижения данной цели требуются следующие задачи:
> рассмотреть тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла, а именно северную, центральную и южную структурные зоны; охарактеризовать литолого-стратиграфическое распределение залежей и запасов нефти;
изучить нефтегазоносность Припятского прогиба;
выявить геохимические особенности пород, органического вещества, битумов, нефти и газа:
установить нефтепроизводящие комплексы;
описать геохимические особенности битумов пород;
* проследить закономерности изменения состава и свойств нефти и газа в межсолевых и подсолевых отложениях.
В основу работы были положены труды многих известных ученых, которые на протяжении долгого периода времени занимались данной проблемой: Кононов А. И. "Условия формирования и закономерности размещения нефтяных залежей Припятского прогиба", Максимов С. П. "Геология нефтяных месторождений Белоруссии", Хомич П.З. "Полезные ископаемые Беларуси", и др. Автором на основе статистических данных были построены таблицы распределения запасов нефти и типов нефтей, обобщен материал, сделаны выводы и дана оценка перспективности нефтепоисковых работ Припятской нефтегазоносной области.
Глава 1. Тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла
Припятский прогиб -- одна из немногих солянокупольных областей, где имеющийся фактический материал позволяет обоснованно характеризовать структурный план подсолевого ложа, отражающий современную структуру нижнего структурного яруса осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента (прил. рис. 1).
В соответствии с принципами тектонического районирования рассмотрим основные черты строения нижнего структурного яруса.
Северная структурная зона ограничена на юге Червоно-Слободским и Речицким региональными субширотными разломами, а на севере -- Северным краевым разломом. В ее составе выделены четыре тектонические ступени -- Березинская, Шатилковская, Речицкая и Червоно-Слободская (прил. рис. 2). Первая из них характеризуется региональным падением к югу поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса, в пределах трех остальных ступеней они падают в обратном направлении. Всю Северную зону следует рассматривать как сложный ступенчатый грабен.
Березинская ступень с севера ограничена Северным краевым разломом значительной амплитуды (до 3--4 км), с юга -- Березинским региональным разломом амплитудой до 2 км. Рассматриваемая структура представляет собой узкую (ширина от 2--3 до 10 км) прибортовую ступень, протягивающуюся на расстояние до 75--80 км. Глубина залегания кристаллического фундамента в ее пределах составляет около 4 км и более.
Строение Березинской ступени изучено крайне слабо, по отрывочным данным сейсморазведки можно предположить, что поверхность фундамента и отложения нижнего, структурного яруса падают к югу. Не исключена возможность, что в прибортовой части она осложнена разломами субширотного простирания.
Шатилковская ступень простирается параллельно Березинской, значительно превосходя последнюю по своим размерам (протяженность около 200 км и ширина 8--20 км). С севера ограничена Березинским разломом, в западной части Северным краевым разломом. На юге граничит с Первомайским региональным разломом сравнительно небольшой амплитуды (100--300 м). Последняя на крайнем востоке резко возрастает до 1000 м. Шатилковская ступень характеризуется моноклинальным воздыманием поверхности фундамента и вышележащих образований нижнего структурного яруса с севера на юг. При этом поверхность подсолевых отложений залегает в наиболее погруженных частях ступени на глубинах более 5000 м, на востоке 4500--4800 и на западе -- 4000--4200 м. В приподнятых частях Шатилковской ступени эти глубины соответственно уменьшаются до 4100--4000 м (центральная часть), 2500--2300 (восточная часть) и 3200--3000 м (на западе). По данным П. В. Анцупова Шатилковская ступень осложнена разломом небольшой амплитуды (200--300 м), по которому она может быть разделена на Первомайскую и Шатилковскую ступени [5].
Речицкая ступень наиболее изучена. Она простирается параллельно Шатилковской ступени на 180 км, имеет ширину до 20 км. С севера ограничена Первомайским, а с юга -- Речицким региональными разломами. Последний имеет амплитуду до 1500-- 2000 м. Поверхность фундамента и подсолевое ложе характеризуется моноклинальным подъемом к югу, причем поверхность подсолевых отложений залегает на глубинах от 2400--2500 м до 4500--4700 м.
В пределах Речицкой ступени локальными разрывными нарушениями субмеридионального простирания сравнительно небольшой амплитуды (100--300 м) ограничиваются локальные выступы и блоки фундамента и вышележащие отложения нижнего структурного яруса (Речицкая, Тишковская, Осташковичская, Сосновская, Давыдовская, Вишанская площади). Наиболее приподнятыми являются Речицкий и Вишанский участки, где поверхность подсолевых отложений залегает на глубине около 2500 м. На остальных площадях в аналогичных структурных условиях подсолевые отложения залегают на глубине 3100--3200 м.
Речицкая, Тишковская, Осташковичская, Давыдовская и Вишанская структуры содержат залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях.
Червоно-Слободская ступень расположена в западной части Припятского прогиба, с юга и востока ограничена одноименным региональным разломом с максимальной амплитудой около 2000 м, с севера -- Речицким региональным разломом. На западе ступень простирается вплоть до Полесской седловины. Характер строения поверхности фундамента и подсолевых отложений в пределах рассматриваемой ступени принципиально не отличается от строения Речицкой и Шатилковской ступеней. Поверхность подсолевых отложений в восточной части на глубинах от 2400--2500 м до 4000--4100 м, а на западе на значительно меньших глубинах 800--1000 м. Локальными разрывными нарушениями, торцово сочленяющимися с Червоно-Слободским разломом, здесь обособляются блоки и локальные выступы: Северо-Домановичский, Октябрьский и Червоно-Слободской. Западнее последнего также имеются структуры аналогичного типа. При этом наблюдается их региональное воздымание к западу вдоль оперяющих разломов.
Строение центральной структурной зоны изучено преимущественно сейсморазведкой, проведенной главным образом в ее западной и восточной частях и является довольно схематичным. В пределах рассматриваемой структурной зоны выделены следующие тектонические ступени: Копаткевичская, Центральная, Калинковичская, Петриковско-Шестовичская и Мозырская (рис. 1.1; прил. рис. 2). Копаткевичская ступень простирается от Полесской седловины на западе до Лоевской седловины на востоке. Западная часть ступени имеет широтное, а восточная--северо-западное простирание. С севера ограничена Червоно-Слободским и Речицким, а с юга Малодушинским региональным разломами. Последний в западной части имеет амплитуду 300--100 м, в центральной части -- около 1000 м.
Рис. 1.1. Схема тектонического районирования Припятского прогиба
1 -- глубинные разломы, ограничивающие Припятский прогиб с севера и юга; 2 -- субширотные региональные разломы, образующие ступени по нижнему структурному ярусу; 3 -- контуры Микашевичского выступа; 4 -- субмеридиональные зоны разрывных дислокаций; 5--межзональные разломы; 6 -- условная западная граница Припятского прогиба; 7 -- линии региональных сейсмических профилей; 8 -- направление погружения фундамента и подсолевых отложений; 9--знак плюс -- приподнятый блок, знак минус -- опущенный блок. Ступени: I -- Березинская, II -- Шатилковская, III -- Речицкая, IV-- Червоно-Слободская, V -- Копаткевичская, VI -- Центральная, VII -- Калинковичская, VIII -- Петриковско-Шестовичская, IX -- Мозырская, X -- Буйновичско-Наровлянская, XI -- Ельская, XII -- Выступовичская; тектонические элементы; XIII -- Микашевичский выступ, XIV -- Туровская депрессия, XV -- Брагинский отрог, XVI -- Лоевская седловина.
В западной части (западнее Домановичско-Заозерной зоны разломов субмеридионального простирания) поверхность фундамента и подсолевых отложений моноклинально падает к северу, вплоть до Червоно-Слободского разлома. Поверхность подсолевых отложений залегает здесь на глубинах от 2500--2700 м до 4500--4700 м и более. В крайней западной малоизученной части подсолевые отложения залегают на глубине менее 2000 м.
Восточная часть Копаткевичской ступени (Малодушинская структура) отделяется от западной разрывным нарушением субмеридионального простирания с амплитудой около 500 м. В приподнятой части ступени поверхность подсолевых отложений залегает на глубине 3800--3900 м, погружаясь к северу до 5000 м.
Вблизи Речицкого регионального разлома по данным сейсморазведки наблюдается подъем поверхности фундамента и подсолевых отложений к северу. Восточная часть Копаткевичской ступени имеет грабенообразное строение. На Малодушинской структуре открыты промышленные скопления нефти на Золотухинской и Надвинской площадях.
Центральная ступень простирается параллельно Копаткевичской от Микашевичского выступа на западе до Лоевской седловины на востоке. Протяженность 120--140 км, ширина от 8 до 20 км. С севера Центральная ступень ограничена Малодушинским региональным разломом, с юга-- Центральным. Последний разделяет тектонические ступени с преимущественно северным и южным падением поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса, что наиболее четко фиксируется в западной части Припятского прогиба. Амплитуда разлома составляет 300-- 400 м.
В пределах рассматриваемой ступени поверхность фундамента и отложений нижнего структурного яруса падает к северу. При этом поверхность подсолевых отложений залегает в западной части на глубинах 2700--2900 м до 3700--4000 м. В восточной части, более погруженной, эти отложения обнаружены на глубинах от 2700--3900 м до 4900--5000 м и более.
Калинковичская ступень имеет длину 100-- 120 км, ширину 10-- 15 км и параллельна описанной выше ступени. С севера ограничена Центральным, с юга--Шестовичским региональным разломами. Шестовичский разлом имеет амплитуду в западной части около 1000 м, на востоке амплитуда остается неопределенной. Падение поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса описываемой ступени в основном южное, а глубина залегания подсолевых отложений в западной части от 2700--3300 до 4200--4300 м и более. Восточная часть Калинковичской ступени, ограничена с запада Домановичско-Заозерным разломом. Восточная часть ступени более погружена, чем западная (подсолевые отложения залегают на глубинах от 3600--3700 до 4300--4500 м).
Петриковско-Ше стовичская ступень расположена параллельно Калинковичской ступени, ограничена с севера Шестовичским, с юга Сколодинским региональными разломами. Последний имеет амплитуду около 1000 м, восточнее Домановичско-Заозерного разлома Сколодинский разлом достоверно не установлен.
В западной части ступени наблюдается моноклинальное падение поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса к югу. Глубина залегания подсолевых отложений в крайней западной части от 1700--1800 до 3700-3900 м (Петриковский и Шестовичский блоки). К востоку от Шестовичского блока в пределах рассматриваемой ступени расположен Скрыгаловский и Прудокский блоки с глубиной залегания поверхности подсолевых отложений от 3000--3200 до 4000--4500 м.
Морфологические особенности поверхности фундамента и нижнего структурного яруса восточнее Домановичско-Заозерного разлома изучены крайне слабо. Восточная периферия рассматриваемой ступени замыкается своеобразной структурой блокового типа.
Мозырская ступень простирается в субширотном направлении южнее Петриковско-Шестовичской ступени и торцово сочленяется по разлому с Буйновичско-Наровлянской ступенью на востоке. На западе продолжается в пределе Туровской депрессии. Северная граница -- Сколодинский разлом, южная--Наровлянский разлом с амплитудой более 1000--1200 м.
В пределах Мозырской ступени маркирующие горизонты имеют в основном южное падение. В ее составе по данным сейсморазведки выделены отдельные блоки, ограниченные с востока и запада локальными разрывными нарушениями субмеридионального простирания. Поверхность подсолевых отложений в западной части структуры залегает на глубинах 2600--2700 м в приподнятых частях блоков и около 4000 м - в погруженных. В восточной части Мозырской ступени наблюдается воздымание маркирующих горизонтов к востоку, по направлению к Брагинскому отрогу фундамента.
В пределах рассматриваемой структурной зоны выделены Буйновичско-Наровлянская, Ельская и Выступовичская ступени (рис. 1.1; прил. рис.2).
Буйновичско-На р о в л я н с к а я ступень (горст) простирается южнее Мозырской ступени от Туровской депрессии на западе до Брагинского отрога на востоке.
С севера ограничена Наровлянским, с юга -- Ельским региональным разломами. Амплитуда Ельского разлома невелика и составляет около 200--300 м и редко более. Поверхность фундамента и отложения нижнего структурного яруса моноклинально погружаются к югу. В плане ступень представляет собой два клина, ширина которых уменьшается к Домановичско-Заозерному разлому. В пределах рассматриваемой ступени выделяются отдельные блок-моноклинали, где поверхность подсолевых отложений залегает па глубинах от 1300--3000 м в приподнятых их частях до 4000 м и более в погруженных.
Ельская ступень (грабен) простирается параллельно Буйновичско-Наровлянской ступени от Туровской депрессии до Брагинского отрога. С севера ограничена Ельским, а с юга Выступовичским региональными разломами. Выступовичский разлом входит в зону Южного краевогоразлома. Глубина залегания поверхности подсолевых отложений в приподнятых частях ступени составляет 3300--3500 м, в погруженных около 5000 м. В восточной части ступени маркирующие горизонты испытывают подъем к Брагинскому отрогу (до 2000 м и менее по поверхности подсолевых отложений).
Выступовичская ступень представляет собой узкую прибортовую структуру, примыкающую к южному глубинному разлому. Падение маркирующих горизонтов - северное.
Туровская депрессия -- юго-западная окраина Припятского прогиба ограничена с запада Полесской седловиной, с севера Микашевичским выступом и с юга Южным краевым разломом. Изучена в основном региональными геофизическими работами. По последним данным, в ее пределах находят продолжение структуры центральной и южной структурных зон (прил. рис. 1,прил. рис. 3).
В региональном плане поверхность фундамента и отложений нижнего структурного яруса погружается к востоку от Полесской седловины.
С севера отделяется от Микашевичского выступа разломом амплитудой более 2000 м.
Глава 2. Литолого-стратиграфическое распределение залежей и запасов нефти
Припятский прогиб выполнен мощной толщей осадочных образований, представленных породами девона, перми и карбона, а также мезозоя и кайнозоя, суммарной мощностью свыше 5,5 км в наиболее прогнутых, депрессионных зонах.
Все выявленные к настоящему времени скопления нефти и прямые признаки нефтеносности в рассматриваемом регионе связаны с девонскими отложениями, которые залегают в западной части с угловым и крупным стратиграфическим несогласием на преимущественно терригенных породах верхнего протерозоя, а в восточной -- на дислоцированных образованиях фундамента; перекрываются они породами пермо-карбона, граница с которыми нечеткая.
Девонские отложения в пределах Припятского прогиба занимают более 70% разреза осадочного чехла.
Девонские образования в пределах рассматриваемой территории представлены их средним и верхним отделами. К среднему девону отнесены карбонатно-терригенные отложения пярнуско-наровской серии и старооскольского горизонта. Мощность их изменяется от 70 до 275 м. На отдельных участках устанавливаются следы размыва верхней части этих образований. Эти отложения всюду перекрываются также карбонатно-терригенными породами пашийско-кыновской серии франского яруса верхнего девона мощностью 30--85 м, которые вместе с живетскими отложениями включаются в подсолевой карбонатно-терригенный комплекс.
Вышезалегающие карбонатные и глинисто-карбонатные образования саргаевского, семилукско-бурегского, воронежского и евлановского горизонтов франского яруса верхнего девона составляют подсолевой карбонатный комплекс. Мощность пород этого комплекса в региональном плане уменьшается от 350 м на востоке до 70--100 м на западе прогиба, т. е. изменяется в обратном направлении по сравнению с характером изменения мощности отложений карбонатно-терригенного комплекса среднего -- верхнего девона.
Карбонатно-глинистые породы, вверху с прослоями и пластами каменной соли, евлановского горизонта, занимающие верхнюю часть разреза подсолевого карбонатного комплекса, постепенно сменяются соленосными образованиями ливенского горизонта -- нижнесоленосного комплекса, венчающего разрез пород франского яруса. Мощность отложений этого комплекса изменяется в широких пределах -- от 30 до 1500 м. Указанные резкие изменения ее обусловлены осадконакоплением и постседиментационными соляно-тектоническими процессами в пластичных соленосных образованиях.
На породах ливенского горизонта залегают преимущественно карбонатные на севере, глинисто-карбонатные в центральной части и карбонатно-терригенные на юге прогиба отложения задонского и елецкого горизонтов, с которых начинается разрез фаменского яруса верхнего девона. Эти отложения составляют межсолевой комплекс. Мощность пород этого комплекса, как и нижесоленосного, колеблется в широких пределах -- от 115 до 600 м и более. На ряде участков прогиба межсолевые отложения частично или полностью отсутствуют, и вышезалегающие мощные соленосные образования елецко-лебедянского (лебедянского) горизонта контактируют непосредственно с ливенскими отложениями.
Разрез девона заканчивается преимущественно глинистыми отложениями данково-лебедянского (данковского) горизонта, выделяемого в надсолевой комплекс. Мощность пород верхнесоленосного и надсолевого комплексов характеризуется большими и резкими изменениями, особенно на некоторых локальных участках, в пределах соляных куполов и сопряженных с ними межкупольных мульд. Суммарная мощность их достигает 3000 м и более. Широкое развитие соляно-тектонических процессов в верхнесоленосном комплексе в предданковское и более позднее время привело к неравномерному, иногда очень глубокому (на сводах высоко приподнятых куполов), размыву пород елецко-лебедянского (лебедянского), данково-лебедянского (данковского) горизонтов девона, а в ряде случаев и вышележащих отложений верхнего палеозоя и мезозоя.
В породах каменноугольного и пермского возраста верхнего палеозоя, а также в мезозойских и кайнозойских отложениях скоплений нефти и ощутимых признаков нефтегазоносности не установлено.
Рассмотрим теперь вопрос литолого-стратиграфической приуроченности месторождений и залежей нефти в Припятском прогибе.
Скопления нефти в карбонатно-терригенных подсолевых отложениях среднего и верхнего девона связаны с прослоями песчаников наровского и кыновского горизонтов. Нефтяная залежь в породах наровского горизонта установлена на Речицкой площади. Скопления нефти в песчаниках кыновского горизонта выявлены на Речицкой, Осташковичской и Восточно-Первомайской нефтеносных площадях.
С точки зрения установленной промышленной нефтеносности подсолевые карбонатные отложения франского яруса слагают один из основных продуктивных комплексов. Нефтяные залежи промышленного значения в этих отложениях выявлены в пределах Речицкого, Осташковичского, Давыдовского, Сосновского, Вишанского (Речицко-Вишанская зона), Восточно-Первомайского (Шатилковская зона) и Барсуковского (Червонослободско-Малодушинская зона) месторождений. Небольшие притоки нефти из пород подсолевого карбонатного комплекса, а именно, семилукско-бурегского горизонта, получены также в единичных скважинах Надвинской, Тишковской и Мармовичской площадей. В других частях Припятского прогиба при вскрытии этих отложений скважинами установлены прямые признаки нефтеносности и нефтепроявления в виде пленок нефти в глинистом растворе.
Межсолевой карбонатный, глинисто-карбонатный или терригенно-карбонатный комплекс является другим основным продуктивным комплексом Припятского прогиба, даже более важным, чем подсолевой карбонатный (по объему промышленных запасов нефти). Промышленные скопления нефти в межсолевых образованиях установлены на Речицкой, Осташковичской, Давыдовской и Мармовичской площадях
Рис. 2.1. Структурно-тектоническая схема размещения зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования в подсолевых и межсолевых отложениях девона Припятского прогиба [5]: а - северные и южные краевые разломы; б - валообразные поднятия (зоны нефтегазонакопления); в - депрессии (зоны нефтегазообразования); г - некоторые разрывные нарушения в пределах валообразных поднятий; д - локальные структуры брахиантиклинального типа; е - нефтяные месторождения: 2 - Восточно-Первомайское, 7 - Речицкое, 7а - Тишковское, 8 - Осташковичское, 9 - Сосновское, 10 - Давыдовское, 11 - Мармовичское, 12 - Вишанское, 27 - Золотухинское, 30 - Барсуковское; ж - отдельные глубокие скважины; з - региональные сейсмические профили.
Речицко-Вишанской зоны, а также на Золотухинской площади Червонослободско-Малодушинской зоны. Залежи нефти в глинисто-карбонатных породах елецкого горизонта, венчающего разрез отложений межсолевого комплекса, выявлены в пределах Давыдовского, Речицкого и Золотухинского нефтяных месторождений. Небольшие притоки из межсолевых отложений получены на Тишковской (Речицко-Вишанская зона), Северо-Домановичской (Червонослободско-Малодушинская) и Восточно-Первомайской (Шатилковская) площадях. В других зонах Припятского прогиба в процессе бурения глубоких скважин отмечались прямые признаки нефтеносности при вскрытии пород этих горизонтов.
В верхнесоленосном комплексе отложений фаменского яруса выявлены непромышленные скопления нефти на Шатилковской (Шатилковская зона) и Ельской (Ельская зона) площадях. Притоки нефти из пород нижней части разреза верхнесоленосного комплекса на этих площадях получены в единичных скважинах. Однако почти повсеместно в Припятском прогибе при вскрытии этих отложений отмечались отчетливые нефтепроявления.
Распределение промышленных запасов по стратиграфическим комплексам указано в табл. 2., из которой видно, что наибольшими запасами характеризуются породы межсолевого продуктивного комплекса, наименьшими -- подсолевого карбонатно-терригенного комплекса.
Таблица 2.1 Распределение промышленных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам и отдельным продуктивным горизонтам Припятского прогиба [8]
Литолого-стратиграфический комплекс
Наиболее крупной по объему разведанных промышленных запасов является Речицко-Вишанская зона, в которой сконцентрированы основные запасы нефти. На долю двух других промышленно-нефтеносных зон -- Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской -- приходится меньшая часть запасов. Самыми большими по запасам являются Осташковичское, Речицкое и Вишанское нефтяные месторождения (Речицко-Вишанская зона), содержащие в своем активе более половины всех запасов промышленных категорий. Самой значительной является межсолевая залежь Осташковичского месторождения. Промышленные запасы нефти в пределах Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской нефтяных зон заключены в отложениях межсолевого и подсолевого комплексов.
Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам приведены в табл. 2.2.
По данным табл. 2.2 можно сделать вывод о том, что по объему прогнозных запасов наиболее перспективными для открытия промышленных залежей нефти являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы девона, содержащие, согласно произведенным расчетам, более 70% всего объема запасов этой категории. Остальные 30% прогнозных запасов приходятся на подсолевой карбонатно-терригенный и верхнесоленосный комплексы.
Таблица 2.2 Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам [8]
Литолого-стратиграфический комплекс
Таким образом, на основании данных о литолого-стратиграфическом распределении нефтяных залежей и объемов промышленных и прогнозных запасов нефти можно сделать следующие выводы:
Основными нефтесодержащими комплексами в пределах Припятского прогиба являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы верхнего девона, на поисках залежей нефти в которых и следует сосредоточить поисково-разведочные работы.
Подчиненное значение по объему запасов всех категорий имеют подсолевой терригенно-карбонатный и верхнесоленосные комплексы.
Надежной кровлей для сохранения нефтяных залежей от разрушения как на современном этапе, так и на протяжении всей истории их развития, являлись две мощные толщи глинисто-сульфатно-галогенных пород ливенского и елецко-лебедянского горизонтов. Первая из них -нижнесоленосная - вместе с нижележащими сильно глинистыми отложениями евлановского горизонта обеспечивала сохранность подсолевых залежей. Еще более мощные и соленасыщенные образования елецко-лебедянского горизонта (верхнесоленосный комплекс) вместе с толщей преимущественно глинистых пород данковского горизонта верхнего девона, каменноугольного и пермского возраста, являются надежной кровлей.
Глава 3. Нефтегазоносность припятского прогиба
Основной нефтегазоносной территорией Беларуси является Припятский прогиб - составная часть единого Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена.
В настоящее время выявлены 197 залежей нефти, из них 13 залежей -- в верхнесоленосных, 67 -- в межсолевых, 105 -- в подсолевых карбонатных, 11 -- в подсолевых терригенных и 2 -- в верхнепротерозойских (вендских) отложениях [4]. Кроме того, выявлены залежи газа и газоконденсата на Красносельском месторождении, которое содержит нефти -- 391 тыс. т, конденсата -- 451 тыс. т, растворенного газа -- 157 млн.м и свободного газа-- 1 007 млн. м [9].
Поиски и разведка залежей углеводородов в Припятском нефтегазоносном бассейне осуществлялась с 1952 г., разработка -- с 1965 г. Согласно последней количественной оценке перспектив нефтеносности, в Припятском прогибе насчитывается 192 млн. т неразведанных ресурсов и предварительно оцененных запасов нефти. Во всех 68 открытых месторождениях суммарный объем извлекаемых запасов нефти промышленных категорий (А+В+С) составляет 172 усл.ед., 110 усл. ед. уже добыто [4].
Разведанные извлекаемые запасы нефти и растворенного газа промышленных категорий составили 173,3 и 31,4 усл. ед. соответственно, из них уже добыто 111,6 усл.ед. нефти и 12,3 усл.ед. газа.
Нефти открытых месторождений и залежей по плотности относятся к пяти типам (табл. 3.1).
Таблица 3.1 Типы нефтей Припятского прогиба [4]
Количество залежей/из них разрабатывается
Все выявленные месторождения нефти локализованы в Припятском прогибе, который рассматривается как нефтегазоносная область. В Припятской нефтегазоносной области выделены три нефтегазоносных района: северный, центральный и южный. В их пределах находятся доказанные и возможные зоны нефтегазонакопления: в северном районе -- Северная прибортовая, Чернинско-Первомайская, Борщевско-Александровская, Речицко-Вишанская, Червонослободская и Любанская; в центральном -- Малодушинская, Северо-Шестовичская, Заречинско-Сазичская и Сколодинская; в южном -- Буйновичская, Лельчицкая, Наровлянско-Брагинская, Николаевско-Ельская, Валавская и Южная прибортовая.
Промышленная нефтеносность девонских образований установлена в пределах северного и центрального районов Припятской нефтегазоносной области и связана с Северной прибортовой, Чернинско-Первомайской, Борщевско-Александровской, Речицко-Вишанской и Малодушинской зонами нефтегазонакопления. На остальной территории Припятского прогиба (южный и большая часть площади центрального района) выявлены лишь непромышленные залежи тяжелой нефти.
Рис. 3.1. Схема нефтегазоносности Припятского прогиба [2]: 1 - линии ГСЗ; 2 -суперрегиональные разломы; 3 - региональные разломы мантийного заложения; 4 - Лоевский глубинный разлом; 5 - доплатформенные разломы; 6 - Северная
Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая Работа На Тему Государственный Арбитраж В Ссср
Реферат: Sexual Harrasment Essay Research Paper Sexual HarassmentSexual
Дипломная работа по теме Исследование финансово-хозяйственной деятельности промышленного предприятия
Экономические показатели библиотечной работы, их значение для оптимизации деятельности библиотеки
Курсовая работа по теме Диагностика речевых и неречевых навыков у младших школьников
Реферат: Экозащитные техника и технологии
Чемпионаты По Легкой Атлетике Реферат
Реферат по теме Становление и развитие уголовного права в РСФСР октябрь 1917-1922 г.
Мотивация В Организации Курсовая
Цитаты И Афоризмы По Теме Деятельность Эссе
3 Э Дюркгейм О Социологии Образования Эссе
Образное Мышление Диссертация
Доклад: Куркино
Курсовая работа по теме Планирование и контроль маркетинга (на примере ООО 'Юринат')
Курсовая работа: Теоретические основы государственного регулирования естественных монополий
Контрольная работа: Кримiналiстичне дослідження людини за ознаками зовнішності (габітологія)
Контрольная Работа На Тему Психология Деловых Отношений
Курсовая Актуальность Нищенство
Реферат по теме Врожденные патологии легких
Что Такое Счастье Сочинение Краткое
Структура транскриптонов и транскрипция про- и эукариот - Биология и естествознание лекция
Антропогенез и самоорганизация - Биология и естествознание контрольная работа
Магнитометрические средства обнаружения - Военное дело и гражданская оборона реферат