Нефтегазоносные месторождения России - Геология, гидрология и геодезия реферат
Главная
Геология, гидрология и геодезия
Нефтегазоносные месторождения России
Геологическое строение Баренцевоморской, Охотской, Лаптевской газонефтеносных провинций, акваторий Каспийского, Карского, Чукотского морей, Анадырьского залива. Промышленные и перспективные месторождения нефти и газа территорий, их потенциальные ресурсы.
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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Реферат по дисциплине «Геология и нефтегазоносные акватории»
Баренцевоморская газонефтеносная провинция
Баренцевоморская газонефтеносная провинция (рис.1) расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России. В геотектоническом отношении приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км2. С севера она обрамляется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе провинция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты.
Рис.1. Баренцевоморская газонефтеносная провинция
Нефтегазоносные области: А - Южно-Баренцевская, Б - Центрально-Баренцевская, В - Северо-Баренцевская, Г - Адмиралтейская, Д - Северо-Карская.
Месторождения: 1 - Штокмановское, 2 - Лудловское, 3 - Северо-Кильдинское, 4 -- Мурманское
Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фундаменте, представленном архейско-протерозойскими кристаллическими породами.
Разрез осадочного чехла, как и фундамента, изучен фрагментарно. В его строении принимают участие осадочные породы: нижне-верхнепалеозойского терригенно-карбонатного, верхнепермско-триасового преимущественно терригенного и юрско-мелового терригенного комплексов суммарной мощностью по данным сейсморазведки до 18 км.
Палеозой по данным глубоких скважин и выходам на поверхность представлен терригенными и карбонатными отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона и перми различной мощности. Особенно широко в акватории Баренцева моря развиты мезозойские отложения: триаса, представленного почти всеми отделами, юры, терригенные отложения которой наиболее полно вскрыты в южной части Баренцева моря, и мела.
Кайнозой распространен неравномерно. Мощные разрезы терригенных отложений палеогена и эоцена изучены только в северо-западных и западных районах Баренцева моря. Для Баренцева моря характерны нерасчлененные отложения плиоцена и четвертичной системы мощностью 0 -- 50 м.
В Баренцевоморской провинции можно выделить Западно-Баренцевскую, Южно-Баренцевскую, Центрально-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую газонефтеносные области и перспективную Северо-Баренцевскую область.
В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако, основные перспективы газонефтеносности следует связывать с юрскими терригенными отложениями. В 1988 г. в центральной части Баренцева моря было открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение (с запасами около 3 трлн м 3 ). В юрских отложениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.
Наиболее продуктивными являются пласты Ю 0 (келловей), Ю 1 (ааленский-байосский), Ю 2 , (нижняя юра).
Мурманское газовое месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-средпетриасового возраста. По запасам месторождение относится к крупным.
Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогисе-2075 (Ю 3 ) 48*36 км, амплитуда 295 метров, по замкнутой изогипсе -2470 (Ю 2 ) - 47*33 км, амплитуда 305 метров. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс -- юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600--2920 м. Продуктивные пласты расположены на глубине 2317 м (I 2 пл. Ю 3 ), 2237 м (I 2 пл. Ю 2 ), 2108 м (I 2 пл. Ю 1 ) и 1814 м (I 3 пл. Ю 0 ). Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю 0 1665 тыс. м 3 /сут.
Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий нефтегазогенерирующий потенциал провинции, а обширные поднятия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о больших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцевоморской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных экваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины. По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) -- к крупным.
геологический акватория газонефтеносный
Акватория Каспийского моря (рис. 2) находится в области разновозрастной складчатости. Большой Кавказский хребет разделяет Каспийское море на северную и южную части, которые имеют различную тектонику. В южной части акватории распространена альпийская складчатость. Встречаются такие тектонические структуры, как антиклинорий и межгорная впадина. На севере акватории фундамент имеет герцинский, а чехол -- юрско-неогеновый возраст. Каспийское море состоит из 5 секторов: 1) российский (Ракушечное, Самарское, Хвалынское, Карчагинское и Филоновское месторождения); 2) казахстанский (Кашаганское месторождение); 3) туркменский; 4) азербайджанский (месторождения Азери, Чираг, Генюшли, Шах-Дениз); 5) Иранский.
В северной части акватории на герцинском фундаменте залегают породы юрского возраста. Разрез чехла начинается с отложений средней юры, мощность которой до 350 метров. Выше залегают породы нижнего мела (песчаники, глины, алевролиты, соли, известняки) мощностью до 1750 метров и верхнего мела (трещиноватые известняки, мергели) -- 350 метров. Далее располагаются породы палеогенового возраста палеоценовой (глины, мергели), эоценовой (глины, мергели, известняки) и олигоценовой (глины, сидериты, песчаники, мергели) систем мощностью 735 метров. Выше -- неогеновые отложения нижнего миоценового отдела (глины, мергели, песчаники, прослои известняков) мощностью до 1090 метров, верхнего миоценового отдела (глины, песчаники, оолитовые известняки, ракушечники, мергели) -- 2050 метров и плиоценового отдела (песчаники, глины, конгломераты, туфы, галечники) -- 1220 метров. Далее распространены четвертичные плейстоценовые породы Q1, Q2, Q3 и Q4 (мощность до 350 метров), приуроченные к трансгрессивным циклам Каспийского моря:
бакинская трансгрессия Q1 -- бакинский ярус (глины, алевролиты, пески). Трансгрессия проникала по Малышевскому прогибу в Ставропольский район;
хазаровская трансгрессия Q2 (аллювиальные отложения: зелено-серые пески, глины);
хвалынская трансгрессия Q3 (глины, пески). При ней море достигло наибольших размеров;
новокаспийская трансгрессия Q4 (аллювий, эоловые отложения).
На территории северной части Каспийской акватории находятся месторождения им. Корчагина, Хвалынское, Ракушечное. Продуктивные отложения в юре, меле палеогене и неогене.
Нефтегазоконденсатное месторождение им. Корчагина открыто в 2000 году, разрабатывается с 2009 года, имеет 6 залежей в средней и верхней юре, нижнем меле и палеогене. Глубина моря в районе месторождения 11-13 метров.
Хвалынское месторождение открыто в 2000 году. На месторождении открыты три газоконденсатных залежи в альбских I3, барремских I3 и титонских K1 отложениях и нефтяная залежь в киммериджских K1 отложениях. Продуктивные отложения на глубине 3021-3040 метров. Глубина моря в районе месторождения 25-30 метров.
Ракушечное газовое месторождение имеет три залежи в нижней, верхней юре и нижнем меле (альб).
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, в 150 км к востоку от г. Уральска. Открыто в 1979 г. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой постройкой высотой до 1700 м с размерами 16x29 км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые иззестняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений достаточно широкий -- от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми. Среднее значение пористости равно 9,4% для нефтяной и 10,7% для газоконденсатной части месторождения. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара равна 0,08 мкм2, нефтенасыщенной -- 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200 м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная -- 170 м.
Южная часть Каспийской акватории приурочена к межгорной впадине альпийской складчатости. Южно-Каспийская котловина на западе граничит с Куринской впадиной, на востоке к ней примыкает Западно-Туркменская впадина.
Разрез чехла на территории Куринской впадины начинается с отложений нижней юры (глина, песчаник, слюдистые сланцы) мощностью 3000 метров. Выше залегают среднемеловые отложения (сланцы) -- 1500 метро. Далее терригенные флишоидные отложения верхней юры мощностью 3000 метров. Выше нижний мел (песчаники, глины, конгломераты, туфы, известняки) -- до 4000 метров и верхний мел (глины, конгломераты, туфы, известняки) -- 2200метров. Далее размещаются породы нижнего, среднего палеогена (глины, мергели, песчаники) мощностью 900 метров и верхнего палеогена майкопской серии (глина, алевролит, песчаник) -- 2500 метров. Выше залегают отложения нижнего неогена (флишоидное переслаивание песчаника, глин и мергелей) мощностью до 2000 метров и верхнего неогена (глина, песчаник, конгломераты) 5250 метров. В неогеновой системе начинается орогенез, а в четвертичной происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории. Мощность четвертичных отложений достигает 560 метров. В Центрально-Каспийской котловине такой же тип разреза, что и в Куринской впадине.
Разрез чехла Западно-Туркменской впадины начинается с палеогена. С палеогена по нижний неоген породы представлены глинами, алевролитами, песчаниками. Эти отложения продуктивны (нефтяное месторождение Алегул). Выше залегают породы верхнего неогена, представленные классическим флишем красноцветных пород (глина алевролит, песчаник). В четвертичной системе также происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории и Центрально-Каспийской котловины.
В южной части Каспийской акватории находятся месторождения: Локбата, Нефтяные Камни и Челекен. На месторождении Челекен продуктивны красноцветные флишоидные отложения неогеновой системы плиоценового отдела.
По подсчитанным ресурсам УВ ведущее место в Прикаспийской НГП занимают Астраханско-Калмыцкая ГНО, в которой сосредоточено наибольшее количество газа и нефти, Южно-Эмбинская и Волгоградско-Карачаганакская НГО.
Сопоставление распределения перспективных и прогнозных ресурсов по нефтегазоносным областям и районам показало, что наибольший их процент сосредоточен в нефтегазоносных районах южной части провинции (Астраханско-Актюбинская система поднятий).
Прогнозная часть ресурсов УВ провинции оценена до глубины 7 км.
Основная часть прогнозных ресурсов УВ в провинции приурочена к глубинам от 3 до 5 км.
Значительные перспективы нефтегазоносности связаны с Казахстанским шельфом, где уже открыто крупное нефтяное месторождение Кашаган.
Акватория Карского моря, перекрывающая одноименный шельф, располагается между архипелагами островов Новой Земли на западе и Северной Земли на востоке, а также полуостровами Пай-Хой и Таймыр. На северо-западе региона Карский шельф отделен от архипелага Земли Франца-Иосифа трогом Святой Анны. Шельф Карского моря является северным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Море расположено преимущественно на шельфе; много островов. Преобладают глубины 50--100 метров, наибольшая глубина 620 метров. Два жёлоба -- Святой Анны и Воронина -- прорезают шельф с севера на юг. Восточно-Новоземельский жёлоб с глубинами 200--400 метров идёт вдоль восточных берегов Новой Земли. Мелководное (до 50 метров) Центральное Карское плато расположено между желобами.
Герцинский фундамент Карской аквтории очень схож с Уральским. Он сложен палеозойскими и протерозойскими породами, которые распределены в западной части моря и представлены гранито-гнейсами и сланцами. На востоке, в основном, фундамент гетерогенный. Он состоит из пород герцинского, байкальского и каледонского возраста. В чехле триасовые отложенния (тампейская серия) представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками с хорошей сортировкой и шлифовкой материала. Это означает, что образовались они в мелководных условиях и являются хорошим коллектором. Весь разрез терригенный, карбонаты отсутствуют. Триасовые отложения продуктивны. Также чехол представлен зимней свитой (песчаники), левинской (глины), джангодской(песчаники), шараповской (пласт Ю11), китербютской (тогурская пачка), надояхинской(песчаники, пласт Ю10) свитами. Выше залегают породы верхней юры. Это лайдингская (глины), выемская (пласты Ю7-9), малышевская (песчаники, пласты Ю2-4) свиты. Далее - породы даниловской свиты (пласт Ю2, темно-серая не битуминозная глина). Выше располагаются меловые отложения аптской свиты (глины), в основании которой новопортовская толща. Берриас-готеривские породы представлены флишем, который состоит из 25 пластов. Выше пласты Тп1-Тп26. Первые тринадцать из них вмещают залежи газоконденсата. Далее залегают отложения альбского яруса яронгской свиты, представленные глинами (это конец нижнего мела). Выше - марресалинская свита, которая является аналогом уатской свиты. В среднем меле в сеноманском ярусе находятся пласты ПК1-10. Первые четыре из них слагает алеврито-песчанная толща, продуктивная на газ (Харасавейское, Бабаненковское месторождения). Выше - верхнемеловые отложения, представленные кузнецовской, березовской и ганькинской свитами (глины). Ганькинская свита -- это классическая покрышка для газа. Далее залегают нижне-, средне- и верхнепалеогеновые отложения, представленные глинисто-песчаной толщей. В верхнем палеогене новомихайловской свиты существует водоносный горизонт, из которого добывается питьевая вода.
Стратиграфия разреза Карской акватории: N 1 -альпийская складчатость (возраст 35 млн. лет); K2 -мезозоиды (возраст 60 млн. лет); P 2 - герцениды (возраст 300-350 млн.лет); S 2 - каледониды (возраст 400 млн. лет); Є 1 - байкалиды (возраст 570 млн. лет); далее PR.
Практически вся акватория Карского моря входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В ее пределах выделяются Южно-Карская газонефтеносная область с доказанной промышленной газоносностью меловых отложений и две перспективные нефтегазоносные области: Западно-Карская и Притаймырская. Кроме того, в пределы акватории частично заходят выявленные на прилегающей суше Южно-Ямальская и Ямало-Гыданская нефтегазоносные области (рис.). Все перечисленные области соответствуют надпорядковым тектоническим элементам Западно-Сибирской эпигерцинской плиты.
Газоносные комплексы Карской акватории: 1) нижнеюрский комплекс (джангорская свита); 2) среднеюрский комплекс ( выемская, малышевская свиты); 3) нижнемеловой неокомский комплекс (новопортовская толща); 4) аптский комплекс (танапчинская свита); 5) сеноманский комплекс (марресалинская свита).
На территории Карской акватории выявлены месторождения: Ленинградское (запасы более 1 трлн м3), Русановское (запасы 780 млрд м3), Белоостровное; на территории сопредельной суши - Бованенковское, Штокмановское, Харасавейское месторождения.
Русановское газоконденсатное месторождение расположено на п-ве Ямал в 230 км северо-западнее от мыса Харасавэй. Открыто в 1989 году. Месторождение по запасам уникальное, имеет 7 продуктивных горизонтов и расположено в Южно-Карской впадине (Русановско-Ленинградский вал). Ловушка пластовая сводовая. Главный газоносный комплекс - меловые терригенные породы, сложенные песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями углей. Средние значения пористости 20-21%. Максимальный дебит газа на месторождении 529 тыс. м 3 /сут.
Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых преимущественно представленыалевритистыми песчаниками с пористостью более 20% и низкой и средней проницаемостью. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ сухой, конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.
В заключение необходимо отметить, что акватория Карского моря обладает огромными потенциальными ресурсами углеводородного сырья, степень ее изученности на современном этапе недостаточна, поэтому, несмотря на неблагоприятные климатические условия освоения этого региона, необходимо ведение широкомасштабных поисково-разведочных работ, которые позволили бы превратить этот регион в крупную нефтегазодобывающую базу на севере России.
Анадырьский залив -- залив Берингова моря между Чукотским полуостровом и берегом материка Азии. К западу от залива располагается Чукотско-Сихотэ Алинский пояс. Максимальная глубина акватории -- 105 метров. На побережье г. Анадырь. В залив впадает река Анадырь. Кора в акватории океанического типа. Разрез чехла представлен верхним мелом, палеогеном и неогеном. Флишоидные неогеновые толщи продуктивны.
Акватория входит в Анадырско-Навариинскую НГО Притихоокеанской НГП.
На территории акватории около 10 месторождений, 4 из них введены в разработку:
1) Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное многопластовое месторождение имеет 4 залежи, которые располагаются в складке размером 2 * 7 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивные отложения представлены флишевой формацией (туфо-песчаниками, туфо-вулканическими породами). Дебит нефти составляет 175 тонн в сутки, газа -- 140 тысяч м 3 /сутки.
2) Верхнеэчинское нефтяное месторождение имеет 8 продуктивных пластов, которые находятся в складке размером 12*2 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивны отложения нижнего неогена. Дебит нефти 24 тонн в сутки.
3) Западно-Озерное газовое месторождение имеет 14 продуктивных пластов. Дебит газа 250 тысяч м3/сутки.
4) Ольховское нефтяное месторождения имеет две залежи. На месторождении пробурена одна скважина с дебитом нефти 4,2 тонн в сутки.
Перспективы нефтегазоносности Притихоокаенской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов УВ невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей.
Охотская НГП относится к Дальневосточной нефтегазоносной мегапровинции и включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Магаданской и Камчатской областей. Площадь перспективных земель провинции составляет 730 тыс. км2, в том числе 640 тыс. км2 на акваториях.
Охотская НГП (рис. 2) располагается в зоне перехода от материка к океану и включает структуры разной генетической природы. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным -- Камчатско-Курильская кайнозойская складчатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница провинции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной части провинции находится Охотский срединный массив.
Фундамент провинции гетерогенен. Осадочный чехол по вещественному составу это в основном терригенные и вулканогенно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.
Наиболее обширные области развития осадочной толщи находятся на суше и приурочены к западному побережью Камчатки и северной части Сахалина.
На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терригенными породами палеоген-миоценового возраста. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря. На Сахалине (рис. 3), как и на Камчатке, осадочные отложения смяты в складки, образующие линейные протяженные антиклинальные и синклинальные зоны. Основную часть осадочной толщи слагают верхнемиоценовые отложения.
Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.
В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-ве Камчатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалин.
По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина - Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатская - характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а остальные Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская -- предполагаемой.
Для всех областей характерны общие нефтегазоносные, которые приурочены к меловым, палеогеновым и неогеновым отложениям. К последним относятся даехуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний миоцен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комплексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-Нутовский.
Уйнинско-Дагинский НГК -- главный объект поисково-разведочных работ на Северном Сахалине, содержит 19 месторождений нефти и газа. Окобыкайско-Нутовский НГК находится на Северном и Южном Сахалине. На его территории находятся Изыльметьевское газовое и Одоптинское и Чайвинское нефтегазоконденсатные месторождения. В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа размещено большинство месторождений нефти и газа.
К настоящему времени па северо-востоке Сахалина открыто около 100 месторождений, более 30 в прибрежных зонах шельфа. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Окружное, Восточно-Дагинское, Восточно-Эхабинское, Охинское, Эхабинское, Эрри, Тунгорское, Колендинское, Паромайское, Шхунное, Некрасовское, Западно-Сабинское, Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения па шельфе отличаются большими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.). В Южно-Сахалинской НГО открыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское.
Оператором проекта «Сахалин-1» является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». В суровых субарктических условиях она ведет освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о. Сахалин, расположенных на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 17,1 трлн куб. футов природного газа (485 млрд куб. м). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России. Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году. В январе 2011 нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мир (самая глубокая Кольская сверхглубокая скважина). 28 августа 2012 на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяженности скважины, на данный момент протяженность самой длинной скважины составляет 12 376 метров.
Проект « Сахалин-2» предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) и Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). «Сахалина-2» уже законтрактован покупателями, в основном в Японии.
В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский , Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря . Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м? природного газа.
«Сахалимн-4» -- нефтегазовый проект, созданный для разработки лицензионных участков шельфа острова Сахалин. Лицензионный участок включает структуры (площадки): Медведь, Кролик, Северо-Эспенбергская, Таежная, Южно-Таежная, Тойская.
В 2004 г. на участке проекта «Сахалин-5» была пробурена первая поисково-разведочная скважина, вскрывшая залежь Пела Лейч. В 2005 г. проведено бурение поисково-разведочной скважины Удачная, также вскрывшей продуктивную залежь. Полученные данные подтвердили правильность направлений поиска и высокую перспективность Кайганско-Васюканского участка. В 2006 г. было завершено бурение поисковых скважин на структурах Южно-Васюканская и Савицкая.
Проект «Сахалимн-6» занимает самый крупный блок на сахалинском шельфе. Оценочные запасы составляют около 1 млрд тонн нефти.
Участки недр проекта «Сахалимн-7», перспективные на углеводороды, расположены на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. По предварительным оценкам месторождения могут содержать до 563 млн тонн нефти.
Проект «Сахалимн-8» находится у юго-западных берегов Сахалина от мыса Крильон до мыса Тык в Александровск-Сахалинском районе. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют 642 и 289 миллионов тонн нефти.
Проект «Сахалимн-9» создан для разработки обширного участка шельфа, расположенного у юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют соответственно 642 млн т и 289 млн т в нефтяном эквиваленте. Преобладающие глубины моря от 30 до 100 м, при отдельных глубоководных участках (до 500 м).
Эхабинское нефтяное месторождение (рис.4) открыто в 1936 г., разрабатывается с 1937 г. Эхабинская брахиантиклинальная складка имеет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асимметрична. На месторождении открыто восемь нефтяных залежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пески и песчаники, эффективная пористость которых в среднем по пластам составляет 17--18%. Проницаемость коллекторов изменяется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12--24 м, остальных -- не превышает 9 %.Все залежи пластовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные разрывом на восточном крыле.
Чайво-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зонами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантиклинальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150 м. Нефтегазоносные нижнемиоценовые отложения нижненутовского подгоризонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена продуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19--25%, проницаемость 0,163-0,458 мкм2 t 68--87°С. Плотность нефти 0,832--0,913 г/см3. Плотность газа по воздуху 0,624-0,673.
Рис.2 Охотская нефтегазоносная провинция. Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II -- Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III -- Центральнокамчатский мегантиклинорий.
Нефтегазоносные области: А -- Северо-Восточно-Сахалинская, Б -- Южно-Сахалинская, В -- Западно-Сахалинская, Г -- Западно-Камчатская, Д -- Ульянско-Мареканская, Е -- Северо-Охотская, Ж -- Центральноохотская, 3 -- Южно-Охотская.
Месторождения: 1 -- Пильтун-Астохское, 2 -- Чайво, 3 Лунское, 4 -- Изыльметьевское, 5 -- Восточно-Луговское, 6 -- Среднекунжикское, 7 -- Кшукское, 8 -- Нижнеквакчикское.
Рис.3. Обзорная карта размещения кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического районирования по Радюшу В.М., 1998): 1 -- осадочные бассейны: 1 -- Байкальский (Байкальская впадина), 2 -- Валский (Валская впадина), 3 -- Погибинский (Погибинский прогиб), 4 -- Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 -- Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 -- Чайвинский (Чайвинская впадина), 7 -- Набильский (Набильская впадина), 8 -- Лунский (Лунская впадина), 9 -- Пограничный (Пограничная впадина), 10 -- Макаровский (Макаровский прогиб), 11 -- Дагинский (Дагинское поднятие), 12 -- Западно-Сахалинский (Александровский прогиб, Бошняковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское поднятие, Крильонское поднятие), 13 -- Анивский (Анивский прогиб), 14 -- залив Терпения (прогиб залива Терпения), 15 -- Шмидтовский (Шмидтовское поднятие); 2 -- территория приложения компьютерной технологии прогнозирования в пределах Лунской впадины.
Рис. 4. Эхабинское нефтяное месторождение: 1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть, 5 - газ, 6 - глинистые, 7 - песчаные породы.
Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция
Лаптевская нефтегазоносная провинция занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одноименной краевой плите. На западе провинция ограничена бесперспективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, па востоке -- зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге -- складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м.
Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических профилей и геологических наблюдений на суше.
Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижпепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетерогенности основания Лаптевского бассейна.
В осадочном чехле провинции прогнозируется три стр
Нефтегазоносные месторождения России реферат. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая Работа Ранхигс
Органы Власти Субъектов Рф Курсовая
Реферат: Общая и частная аварии как институт морского права
Эссе По Истории Татарского Народа
Создание Сторожевой Службы По Северскому Донцу Реферат
Глонасс Безопасность Диссертация Ктн
Контрольная работа: Салическая правда. Государственный строй Англии XVII века
Реферат по теме О различении понятий богослужебного пения и музыки на Руси
Всегда Ли Чужая Судьба Лучше Своей Сочинение
Реферат: Сущность финансов
Рылов В Голубом Просторе Сочинение По Картине
Курсовая Работа На Тему Клонирование Человека В Новом Уголовном Кодексе Республики Молдова
Курсовая работа: Менеджерское решение проблемы Совершенствование системы мотивации
Доклады На Тему Предмет И Объекты Криминалистики
Курсовая работа: Наличный денежный оборот, участники, сфера применения
Доклад по теме Гюстав Флобер
Курсовая Работа На Тему Україна Як Суб’Єкт Міжнародних Відносин
Курсовая работа по теме Расчет токов короткого замыкания в энергосистеме
Дипломная работа по теме Жизненное самоопределение личности человека в юношеском возрасте
Контрольная Работа На Тему Особенности Олифолитовой И Магматической Формаций
Учет формирования финансового результата и пути его совершенствования - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Информационная система клетки - Биология и естествознание реферат
Разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации на примере Психоневрологического интерната - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда дипломная работа