ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 166
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Физико-химические методы удаления загрязнений почвы нефтью включают:
- сорбция нефтепродуктов с поверхностного слоя почвы,
- электрохимическая очистка почвы и др.
- соблюдение правил по безопасному ведению работ и охраны окружающей среды.
Эти требования выполняются при соблюдении тех же правил, что и при разбуривании месторождений.
Основные методы охраны подземных вод следующие:
К важнейшим мероприятиям предотвращающем загрязнение вод относится:
- внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потери УВ;
Причинами утечек вредных веществ в атмосферу могут быть:
- несовершенство систем сбора и транспорта нефти;
- плохая герметичность устьевого оборудования скважин;
- несовершенство сепарационной аппаратуры и собственно процесса сепарации;
- нарушение герметичности систем подготовки нефти и воды;
- аварии и нарушения правил эксплуатации нефтепродуктопроводов;
7.6 План природоохранных мероприятий
— мероприятия по снижению воздействия на окружающую среду;
— мероприятия по предупреждению негативного воздействия на окружающую среду;
— мероприятия по выполнению законодательных требований.
К мероприятиям по снижению воздействия на окружающую среду относят:
— мероприятия по охране атмосферного воздуха;
— мероприятия по охране и рациональному использованию водных ресурсов;
— мероприятия по охране земель;
— мероприятия по утилизации и снижению объемов образования отходов производства и потребления;
— мероприятия по охране лесов, растительного и животного мира;
— применение современных природоохранных и ресурсосберегающих технологий.
К мероприятиям по выполнению законодательных требований можно отнести:
— мероприятия по созданию и развитию системы производственного экологического контроля;
— мероприятия по созданию и развитию системы экологического менеджмента.
7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26% , у 13% пород - более 26%.
2.3 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста.
В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том
числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений.
Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями.
Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антеклизы в северозападной части Сургутского свода.
Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой - 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание.
Рисунок –Геологический разрез Лянторского месторождения.
Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы. Пимский вал по отражающему горизонту “А” оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20х190 километров.
Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту “А” изогипсой - 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту “А”, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
2.4 Нефтегазоносность
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС-10, АС-11; нефтяные - в пластах БС-81, БС-82, БС-16-17, БС-18, БС-19-20, БС-2. В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС-9, АС-10, АС-11, БС-82, БС18.
По соотношению газа и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9-11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянтор-ской, Январской и Восто-кинской структур).
Эффективные толщины пласта АС 11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.
Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258*10-3 мкм2, по водонасыщенной -276*10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229 *10-3 до 316 *10-3 мкм2.
Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2.
Эффективные толщины пласта АСЮ в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки.
На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному по-гружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДHC 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанности пласта АСЮ очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.
Газонефтяные залежи пласта АСЮ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АСЮ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунекой структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.
Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение Проницаемая часть пласта АСЮ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АСЮ изучены по 88 скважинам.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26% , у 13% пород - более 26%.
2.3 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста.
В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том
числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений.
Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями.
Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антеклизы в северозападной части Сургутского свода.
Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой - 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание.
Рисунок –Геологический разрез Лянторского месторождения.
Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы. Пимский вал по отражающему горизонту “А” оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20х190 километров.
Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту “А” изогипсой - 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту “А”, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
2.4 Нефтегазоносность
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС-10, АС-11; нефтяные - в пластах БС-81, БС-82, БС-16-17, БС-18, БС-19-20, БС-2. В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС-9, АС-10, АС-11, БС-82, БС18.
По соотношению газа и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9-11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянтор-ской, Январской и Восто-кинской структур).
Эффективные толщины пласта АС 11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.
Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258*10-3 мкм2, по водонасыщенной -276*10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229 *10-3 до 316 *10-3 мкм2.
Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2.
Эффективные толщины пласта АСЮ в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки.
На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному по-гружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДHC 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанности пласта АСЮ очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.
Газонефтяные залежи пласта АСЮ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АСЮ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунекой структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.
Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение Проницаемая часть пласта АСЮ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АСЮ изучены по 88 скважинам.