Файл: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 501
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.3 Транспортная, нефтедобывающая и нефтегазоперерабатывающая инфраструктуры.
2.3 История геологического развития
3 НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
4 АНАЛИЗ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ и освоения ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТПНГП
4.1 Определения и классификации тяжелых и высоковязких нефтей
4.2 Распределение тяжелых и высоковязких нефтей в мировом балансе
4.3 Распределение тяжелых и высоковязких нефтей на территории России
4.4 Закономерности размещения скоплений
тяжелых высоковязких нефтей ТП НГП
5 ОСВОЕНИЕ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП
5.1 Способы разработки тяжелых и высоковязких нефтей
5.2 Примеры освоения месторождений с тяжелым высоковязкими
7 ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОЛИТИКА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
интенсивные горообразовательные движения, приведшие в середине пермского периода к возникновению горных сооружений. В результате средневарисцийских движений к концу артинского - началу кунгурского веков сформировался структурный план платформенной части территории, близкий современному. [14]
В кунгурское время под влиянием активно расширяющегося на платформу Предуральского прогиба Большеземельский палеосвод приобрел тенденцию к опусканию. Произошло образование наложенной на палеосвод Хорейверской впадины.
Хорейверская впадина по поверхности карбонатов нижней перми и всем вышележащим горизонтам представляет собой крупную пологую отрицательную структуру.
Верхний структурный ярус соответствует мезозойско-альпийскому эпохе складчатости. В раннеюрскую эпоху произошла крупная структурная перестройка, во время которой, очевидно, окончательно сформировались все основные крупные структуры района, придавшие Хорейверской впадине ее современную структурную форму. Распределение осадков среднеюрско-четвертичного возраста, накопившихся на соответствующем этапе развития территории, свидетельствует о региональном наклоне Тимано-Печорской плиты в северном направлении. Толщина всех палеозойских и мезозойских осадков увеличивается от 4 км на вершине Большеземельского свода до 5 км на его склонах.
Движения неотектонического этапа оцениваются для Тимано-Печорской плиты в целом как отрицательные, с амплитудой прогибания не выше 150 м. Определяющей являлась близость к шельфу Баренцева моря, с преобладающей тенденцией к погружению.
Рассматриваемая территория, так же как и весь Тимано-Печорский бассейн, пережила в течение своей геологической истории как минимум шесть тектонических перестроек и два цикла рифообразования: позднефранский и раннепермский, которые также осложнили структурные планы и изменили строение слагающих ее отложений.
Тимано-Печорскую НГП можно разделить на шесть НГО, соответствующих региональным структурам: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адьзвинская и Северо-Предуральская и самостоятельный Малоземельско-Колгуевский НГР. [9] (рис.5)
В состав НГО входят 28 НГР, которые совпадают с субрегиональными структурами, в каждом из которых выделяются ЗНГН с установленной нефтегазоносностью, перспективные, с не выявленными перспективами и бесперспективные.
Рисунок 5. Карта нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской НГП(отчет по ТПНГП, Сыктывкар, 2005)
Таблица 1.
С
хема распределения нефтегазоносности по НГО Тимано-Печорской НГП.
1.Тиманская НГО территориально расположена в восточной части Тиманского поднятия и включает в себя Ухта-Ижменский НГР, приуроченный к Восточно-Тиманскому валу, в пределах которого были выявлены проявления нефти и газа. Выделенные на данной территории зоны нефтегазонакопления контролируются двумя основными факторами: структурным, выклинивания, стратиграфического срезания отложений НГК.
В пределах НГО выявлен продуктивный среднедевонско-нижнефранский НГК с залежами тяжелых высоковязких нефтей, представленный терригенными отложениями на глубинах 130-300м, с пористость около 26% и проницаемостью до 2700 мД.
На территории Тиманской НГО расположено исследуемое в данной работе Ярегское месторождение тяжелых высоковязких нефтей.
2.Ижма-Печорская НГО включает в себя семь НГР: Джебольский НГР,Омра-Сойвинский НГР, Мичаю-Пашнинский НГР, Велью-Тэбукский НГР, Верхнелыжско-Лемьюский НГР, Тобышско-Нерицкий НГР, Седуяхинско-Кипиевский перспективный НГР. НГО соответствует Ижма –Печорской синеклизе. Большинство месторождение НГО приурочены к Омра-Лузской седловине, которая является крупным аккумуляционным объектом для нефтяных флюидов
, мигрирующих со стороны прилегающих к ней впадин. На территории седловины расположено около 30 месторождений (приблизительно 60 залежей).
Продуктивные залежи в пределах НГО открыты по всему разрезу осадочного чехла, за исключением верхнеордовикско-нижнедевонского и верхнего триаса. Большая часть нефтяных месторождений и все газовые приурочены к терригенным образованиям среднедевонско-нижнефранского НГК, которые залегают на глубинах от 2120 до 3200 м, эффективная мощность колеблется от 7 до 31 м, а средневзвешенная эффективная мощность коллекторов составляет 2,8-5,5 м, пористость 10-20%, проницаемость 3,98-750 мД. Остальная часть к карбонатным доманиково-турнейского, где коллекторами являются песчаники турнейского яруса, залегающие на глубине 1040-1100 м с эффективной мощностью 8,6 м, открытой пористостью 12-21% и проницаемостью около 10мД, и терригенного верхнепермского НГК, где залежи приурочены к песчано-глинистым отложениям нижней части казанского яруса и верхней части уфимского яруса, с средней пористостью 20-28% и проницаемостью 26,3-970 мД.
3.Печоро-Колвинская состоит из шести НГР: Кыртаельско-Печорогородский, Мутноматериково-Лебединский, Шапкина-Юрьяхинский, Лайско-Лодминский, Харьяга-Усинский и Ярейюский.
НГО территориально относится к Печоро-Колвинскому авлакогену, в пределах которого хорошие условия для всех стадий онтогенеза нефти и газа из-за особенностей тектонического развития.
На территории Печоро-Колвинская НГО находится 1/3 месторождений с потенциальными ресурсами нефти и газа всей Тимано-Печорской НГП (47 месторождений). Большинство крупных и средних месторождений территориально относятся к Шапкина-Юрьяхинскому валу и Колвинскому мегавалу, где преобладают высокоамплитудные и высокообъемные ловушки.
Наиболее продуктивными в пределах НГО являются карбонатный средневизейско-нижнепермский НГК, в нем расположено большая часть разведанных запасов нефти и газа. Залежи установлены на глубинах от 1250 до 1870 м, с средневзвешенной эффективной мощностью нефтенасыщенных коллекторов 1,8-50 м, средней пористостью от 13-19,8% и проницаемостью до 178 мД. Следующий терригенный среднедевонско-нижнефранский НГК содержит около 1/5 части разведанных запасов. Залежи НГК расположены на глубинах 1800 м до 3050 м, где средневзвешенная эффективная мощность составляет от 2,8-32,6 м со средней пористостью 8-13,7%. Нефтегазоносность доманиково-турнейского НГК выявлена на глубинах 1950-2150 м, где средняя пористость коллекторов - 10-12%, эффективные мощности до 6-8 м. В карбонатном средневизейско-нижнепермском комплексе и верхнепермском (глубины залегания продуктивных отложений 1100-1600м, Кп = 19-26,5%, Кпр до 888 мД) и триасовом терригенных НГК сосредоточены в основном газовые залежи.
В пределах Печоро-Колвинского НГО располагаются два месторождения тяжелых высоковязких нефтей: Усинское и Чедтыйское. [9]
4. Хорейверская НГО включает в себя Колвависовский НГР и Чернореченский НГР и приурочена к Хорейверской впадине, перекрывающей погребенный Большеземельный свод. На территории НГО выявлено около 50 месторождений, большая из них относятся к категории мелких, к средним относятся Колвинское, Висовое и ряд других, к крупным -месторождение им. Требса и им. Титова. В основном все месторождения однозалежные.
В пределах среднеордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский и верхневизейско-артинский карбонатных НГК выявлены высокоемкие ловушки УВ, связаны с органогенными образованиями. Большинство установленных залежей приурочены к доманиково-турнейского НГК, четверть - среднеордовикско-нижнедевонском и верхневизейско-артинском НГК.
В среднеордовикско-нижнедевонском НГК установлены залежи с коллекторами, представленными вторичными доломитами и доломитизированными известняками, где пористость коллекторов составляет 11-15%, проницаемость 110-160 мД, эффективная толщина залежей составляет 3-22,9 м.
Доманиково-турнейский нефтегазоносный комплекс представлен залежами с коллекторами каверно-порового и трещинно-каверно-порового типов с открытой пористостью 7-24% и проницаемостью 21-7247 мД.
Залежи верхневизейско-артинского НГК приурочены к каверно-поровым коллекторам с пористостью 10-15%.
В пределах Хорейверской НГО шесть месторождений тяжелых высоковязких нефтей: месторождение им. Романа Требса, Северо-Ошкотынское, Тэдинское, Западно-Хоседаюское, Висовое и Среднемакарихинское.
5. Варандей-Адзьвинская НГО включает в себя Сорокинский НГР и Верхнеадзьвинский НГР и приурочена к сложно построенной Варандей-Адзьвинская структурно-тектонической зоне.
На территории НГО открыто 20 месторождений нефти, расположенных в пределах узких валов и горстообразных поднятий, которые контролируются глубинными разломами. В основном в границах НГО расположены месторождения средних и мелких категорий, исключением является крупное Хасырейское месторождение.
Осадочный чехол НГО является промышленно нефтеносной зоной, но распространение УВ в нем неравномерное. Основными промышленно нефтеносными НГК являются карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский
, терригенный кунгурско-верхнепермский и триасовый НГК, количество залежей в которых составляет примерно по 20. По отношению к верхним терригенным комплексам, разведанные запасы в запасы в ордовикско-нижнедевонском НГК в два раза меньше.
Среднеордовикско-нижнедевонский НГК представлен карбонатными отложениями, где коллекторами являются вторичные доломиты с пористостью до 7-11 %, проницаемостью до 100 мД и средневзвешенная эффективная толщина составляет от 1,2 до 25,4 м.
Отложения среднедевонско-нижнефранский НГК с залежью нефти в тиманских песчаниках, где коллектор гранулярного типа с пористостью 11-22%.
Верхнепермский терригенный НГК представлен русловыми песчаниками с пористостью до 23-25%. Отложения терригенного триасового НГК, приурочены к песчаным пластам аллювиального происхождения нижнего - среднего триаса. Пористость коллекторов около18-25%, мощность 4-20 м.
На территории Варандей-Адзьвинской НГО открыты семь месторождений тяжелых высоковязких нефтей: Варандейское, Западно-Лекейягинское, Лабаганское, Наульское, Южно-Торавейское. Тобойско-Мядсейское, Торавейское. [9]
6. Северо-Предуральская НГО включает в себя 10 НГР, которые отличаются между собой по размерам, геологическому строению и характеру нефтегазоносности: Коротаихинский перспективный НГР, Воркутский НГР, Хоседаюский НГР, Кочмесский НГР, Интинско-Лемвинский НГР, Большесынинский НГР, Среднепечорский НГР, Вуктыльский НГР, Курьинско-Патраковский НГР, Верхнепечорский НГР.
НГО расположена в пределах крупного тектонического элемента – Предуральского прогиба. В данной области нефтегазоносность выявлена в 23 НГР , кроме Коротаихинского. Всего открыто 24 месторождений УВ. По крупности преобладают мелкие месторождения. Установленные нефтяные месторождения приурочены к внешней зоне прогиба, газовые – к внутренней.
В верхневизейско-нижнепермского НГК залежь тяжелой нефти найдена в закакарстованных известняках на глубине 1550 м. Коллекторами представлены известняками с средней пористостью 1,5%, тип - трещинно-каверново-порового.
В среднеордовико-нижнедевонской НГК залежь нефти обнаружена в верхнем силуре в доломитами на глубине 1655м, тип коллектора – трещинно-каверно-поровый. Средняя пористость – 11%, проницаемость -930 мД. Средняя эффективная мощность – 13,3 м.
В коллекторах нижнего девона, представленными вторичными доломитами и доломитизированными известняками, тип коллектора – порово-кавернозный и порово-трещинный, пористость- 20%.
В кунгурское время под влиянием активно расширяющегося на платформу Предуральского прогиба Большеземельский палеосвод приобрел тенденцию к опусканию. Произошло образование наложенной на палеосвод Хорейверской впадины.
Хорейверская впадина по поверхности карбонатов нижней перми и всем вышележащим горизонтам представляет собой крупную пологую отрицательную структуру.
Верхний структурный ярус соответствует мезозойско-альпийскому эпохе складчатости. В раннеюрскую эпоху произошла крупная структурная перестройка, во время которой, очевидно, окончательно сформировались все основные крупные структуры района, придавшие Хорейверской впадине ее современную структурную форму. Распределение осадков среднеюрско-четвертичного возраста, накопившихся на соответствующем этапе развития территории, свидетельствует о региональном наклоне Тимано-Печорской плиты в северном направлении. Толщина всех палеозойских и мезозойских осадков увеличивается от 4 км на вершине Большеземельского свода до 5 км на его склонах.
Движения неотектонического этапа оцениваются для Тимано-Печорской плиты в целом как отрицательные, с амплитудой прогибания не выше 150 м. Определяющей являлась близость к шельфу Баренцева моря, с преобладающей тенденцией к погружению.
Рассматриваемая территория, так же как и весь Тимано-Печорский бассейн, пережила в течение своей геологической истории как минимум шесть тектонических перестроек и два цикла рифообразования: позднефранский и раннепермский, которые также осложнили структурные планы и изменили строение слагающих ее отложений.
3 НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Тимано-Печорскую НГП можно разделить на шесть НГО, соответствующих региональным структурам: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адьзвинская и Северо-Предуральская и самостоятельный Малоземельско-Колгуевский НГР. [9] (рис.5)
В состав НГО входят 28 НГР, которые совпадают с субрегиональными структурами, в каждом из которых выделяются ЗНГН с установленной нефтегазоносностью, перспективные, с не выявленными перспективами и бесперспективные.Рисунок 5. Карта нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской НГП(отчет по ТПНГП, Сыктывкар, 2005)
Таблица 1.
С
хема распределения нефтегазоносности по НГО Тимано-Печорской НГП. 1.Тиманская НГО территориально расположена в восточной части Тиманского поднятия и включает в себя Ухта-Ижменский НГР, приуроченный к Восточно-Тиманскому валу, в пределах которого были выявлены проявления нефти и газа. Выделенные на данной территории зоны нефтегазонакопления контролируются двумя основными факторами: структурным, выклинивания, стратиграфического срезания отложений НГК.
В пределах НГО выявлен продуктивный среднедевонско-нижнефранский НГК с залежами тяжелых высоковязких нефтей, представленный терригенными отложениями на глубинах 130-300м, с пористость около 26% и проницаемостью до 2700 мД.
На территории Тиманской НГО расположено исследуемое в данной работе Ярегское месторождение тяжелых высоковязких нефтей.
2.Ижма-Печорская НГО включает в себя семь НГР: Джебольский НГР,Омра-Сойвинский НГР, Мичаю-Пашнинский НГР, Велью-Тэбукский НГР, Верхнелыжско-Лемьюский НГР, Тобышско-Нерицкий НГР, Седуяхинско-Кипиевский перспективный НГР. НГО соответствует Ижма –Печорской синеклизе. Большинство месторождение НГО приурочены к Омра-Лузской седловине, которая является крупным аккумуляционным объектом для нефтяных флюидов
, мигрирующих со стороны прилегающих к ней впадин. На территории седловины расположено около 30 месторождений (приблизительно 60 залежей).
Продуктивные залежи в пределах НГО открыты по всему разрезу осадочного чехла, за исключением верхнеордовикско-нижнедевонского и верхнего триаса. Большая часть нефтяных месторождений и все газовые приурочены к терригенным образованиям среднедевонско-нижнефранского НГК, которые залегают на глубинах от 2120 до 3200 м, эффективная мощность колеблется от 7 до 31 м, а средневзвешенная эффективная мощность коллекторов составляет 2,8-5,5 м, пористость 10-20%, проницаемость 3,98-750 мД. Остальная часть к карбонатным доманиково-турнейского, где коллекторами являются песчаники турнейского яруса, залегающие на глубине 1040-1100 м с эффективной мощностью 8,6 м, открытой пористостью 12-21% и проницаемостью около 10мД, и терригенного верхнепермского НГК, где залежи приурочены к песчано-глинистым отложениям нижней части казанского яруса и верхней части уфимского яруса, с средней пористостью 20-28% и проницаемостью 26,3-970 мД.
3.Печоро-Колвинская состоит из шести НГР: Кыртаельско-Печорогородский, Мутноматериково-Лебединский, Шапкина-Юрьяхинский, Лайско-Лодминский, Харьяга-Усинский и Ярейюский.
НГО территориально относится к Печоро-Колвинскому авлакогену, в пределах которого хорошие условия для всех стадий онтогенеза нефти и газа из-за особенностей тектонического развития.
На территории Печоро-Колвинская НГО находится 1/3 месторождений с потенциальными ресурсами нефти и газа всей Тимано-Печорской НГП (47 месторождений). Большинство крупных и средних месторождений территориально относятся к Шапкина-Юрьяхинскому валу и Колвинскому мегавалу, где преобладают высокоамплитудные и высокообъемные ловушки.
Наиболее продуктивными в пределах НГО являются карбонатный средневизейско-нижнепермский НГК, в нем расположено большая часть разведанных запасов нефти и газа. Залежи установлены на глубинах от 1250 до 1870 м, с средневзвешенной эффективной мощностью нефтенасыщенных коллекторов 1,8-50 м, средней пористостью от 13-19,8% и проницаемостью до 178 мД. Следующий терригенный среднедевонско-нижнефранский НГК содержит около 1/5 части разведанных запасов. Залежи НГК расположены на глубинах 1800 м до 3050 м, где средневзвешенная эффективная мощность составляет от 2,8-32,6 м со средней пористостью 8-13,7%. Нефтегазоносность доманиково-турнейского НГК выявлена на глубинах 1950-2150 м, где средняя пористость коллекторов - 10-12%, эффективные мощности до 6-8 м. В карбонатном средневизейско-нижнепермском комплексе и верхнепермском (глубины залегания продуктивных отложений 1100-1600м, Кп = 19-26,5%, Кпр до 888 мД) и триасовом терригенных НГК сосредоточены в основном газовые залежи.
В пределах Печоро-Колвинского НГО располагаются два месторождения тяжелых высоковязких нефтей: Усинское и Чедтыйское. [9]
4. Хорейверская НГО включает в себя Колвависовский НГР и Чернореченский НГР и приурочена к Хорейверской впадине, перекрывающей погребенный Большеземельный свод. На территории НГО выявлено около 50 месторождений, большая из них относятся к категории мелких, к средним относятся Колвинское, Висовое и ряд других, к крупным -месторождение им. Требса и им. Титова. В основном все месторождения однозалежные.
В пределах среднеордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский и верхневизейско-артинский карбонатных НГК выявлены высокоемкие ловушки УВ, связаны с органогенными образованиями. Большинство установленных залежей приурочены к доманиково-турнейского НГК, четверть - среднеордовикско-нижнедевонском и верхневизейско-артинском НГК.
В среднеордовикско-нижнедевонском НГК установлены залежи с коллекторами, представленными вторичными доломитами и доломитизированными известняками, где пористость коллекторов составляет 11-15%, проницаемость 110-160 мД, эффективная толщина залежей составляет 3-22,9 м.
Доманиково-турнейский нефтегазоносный комплекс представлен залежами с коллекторами каверно-порового и трещинно-каверно-порового типов с открытой пористостью 7-24% и проницаемостью 21-7247 мД.
Залежи верхневизейско-артинского НГК приурочены к каверно-поровым коллекторам с пористостью 10-15%.
В пределах Хорейверской НГО шесть месторождений тяжелых высоковязких нефтей: месторождение им. Романа Требса, Северо-Ошкотынское, Тэдинское, Западно-Хоседаюское, Висовое и Среднемакарихинское.
5. Варандей-Адзьвинская НГО включает в себя Сорокинский НГР и Верхнеадзьвинский НГР и приурочена к сложно построенной Варандей-Адзьвинская структурно-тектонической зоне.
На территории НГО открыто 20 месторождений нефти, расположенных в пределах узких валов и горстообразных поднятий, которые контролируются глубинными разломами. В основном в границах НГО расположены месторождения средних и мелких категорий, исключением является крупное Хасырейское месторождение.
Осадочный чехол НГО является промышленно нефтеносной зоной, но распространение УВ в нем неравномерное. Основными промышленно нефтеносными НГК являются карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский
, терригенный кунгурско-верхнепермский и триасовый НГК, количество залежей в которых составляет примерно по 20. По отношению к верхним терригенным комплексам, разведанные запасы в запасы в ордовикско-нижнедевонском НГК в два раза меньше.
Среднеордовикско-нижнедевонский НГК представлен карбонатными отложениями, где коллекторами являются вторичные доломиты с пористостью до 7-11 %, проницаемостью до 100 мД и средневзвешенная эффективная толщина составляет от 1,2 до 25,4 м.
Отложения среднедевонско-нижнефранский НГК с залежью нефти в тиманских песчаниках, где коллектор гранулярного типа с пористостью 11-22%.
Верхнепермский терригенный НГК представлен русловыми песчаниками с пористостью до 23-25%. Отложения терригенного триасового НГК, приурочены к песчаным пластам аллювиального происхождения нижнего - среднего триаса. Пористость коллекторов около18-25%, мощность 4-20 м.
На территории Варандей-Адзьвинской НГО открыты семь месторождений тяжелых высоковязких нефтей: Варандейское, Западно-Лекейягинское, Лабаганское, Наульское, Южно-Торавейское. Тобойско-Мядсейское, Торавейское. [9]
6. Северо-Предуральская НГО включает в себя 10 НГР, которые отличаются между собой по размерам, геологическому строению и характеру нефтегазоносности: Коротаихинский перспективный НГР, Воркутский НГР, Хоседаюский НГР, Кочмесский НГР, Интинско-Лемвинский НГР, Большесынинский НГР, Среднепечорский НГР, Вуктыльский НГР, Курьинско-Патраковский НГР, Верхнепечорский НГР.
НГО расположена в пределах крупного тектонического элемента – Предуральского прогиба. В данной области нефтегазоносность выявлена в 23 НГР , кроме Коротаихинского. Всего открыто 24 месторождений УВ. По крупности преобладают мелкие месторождения. Установленные нефтяные месторождения приурочены к внешней зоне прогиба, газовые – к внутренней.
В верхневизейско-нижнепермского НГК залежь тяжелой нефти найдена в закакарстованных известняках на глубине 1550 м. Коллекторами представлены известняками с средней пористостью 1,5%, тип - трещинно-каверново-порового.
В среднеордовико-нижнедевонской НГК залежь нефти обнаружена в верхнем силуре в доломитами на глубине 1655м, тип коллектора – трещинно-каверно-поровый. Средняя пористость – 11%, проницаемость -930 мД. Средняя эффективная мощность – 13,3 м.
В коллекторах нижнего девона, представленными вторичными доломитами и доломитизированными известняками, тип коллектора – порово-кавернозный и порово-трещинный, пористость- 20%.