Крупные и уникальные месторождения нефти и газа, закономерности размещения их на территории и акваториях России

Рис. 1.2. Карта перспектив нефтегазоносности Республики Татарстан: 1, 2 – границы Республики, нефтяных месторождений, соответственно; 3, 4, 5, 6 – земли опоискованные оцененные, недостаточно опоискованные высокоперспективные, перспективные слабо изученные, малоперспективные соответственно

 

Основные запасы нефти приурочены к терригенным отложениям девона (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское, Шкаповское и др.), значительные запасы сосредоточены в терригенных отложениях каменноугольного возраста (Арланское месторождение) и карбонатах перми. Глубина залегания основных (девонских) продуктивных пластов составляет 2400-2700 м. Залежи в большинстве своем пластовые сводовые, типичные для месторождений платформенного типа, в нижнекаменноугольных и пермских отложениях широко распространены залежи структурно-литологического типа.

Практически все крупнейше и уникальные месторождения Урало-Поволжья находятся в поздней или завершающей стадиях разработки. По Туймазинскому, Шкаповскому и Ярино-Каменноложскому месторождениям степень выработанности НИЗ превышает 90%, по Ромашкинскому составляет 85,4%. В среднем по крупнейшим месторождениям Волго-Урала выработанность начальных извлекаемых запасов нефти составляет 83,3% [1].

Ожидаемый коэффициент извлечения нефти по месторождениям с начальными извлекаемыми запасами 100-300 млн т  — 0,511, с НИЗ более 300 млн т — 0,480, в среднем по крупнейшим месторождениям Урало-Поволжья — 0,486. 

1.3. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на северо-востоке Европейской части России на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. В провинции открыты и разрабатываются четыре крупнейших месторождения, три из них — Ярегское, Усинское, Возейское — находятся в Республике Коми, одно — Харьягинское — в Архангельской области.

Нефтеносность Тимано-Печорской провинции установлена в широком стратиграфическом диапазоне от ордовика до триаса, но основные разведанные запасы нефти сосредоточены в девонских и пермских отложениях.

Большинство месторождений Тимано- Печорской провинции относятся  к числу сложнопостроенных. В  начальных извлекаемых запасах разрабатываемых месторождений 40% составляют трудноизвлекаемые. Все крупнейшие месторождения находятся в разработке, но степень выработанности и доля их в общей добыче нефти по провинции весьма различны. Усинское и Возейское месторождения обеспечили 60% накопленной добычи нефти провинции, при этом отбор НИЗ также превышает 60% [3].

Весьма сложным для разработки является Ярегское месторождение, на котором  из-за исключительно высокой вязкости нефти — около 15 ООО мПа*с — добыча ее осуществляется шахтным способом и естественно очень медленными темпами. За 75 лет разработки этого месторождения из него добыто менее 20% начальных извлекаемых запасов нефти [1].

Самым «молодым» из крупнейших месторождений Тимано-Печорской провинции является Харьягинское многопластовое месторождение очень сложного геологического строения, степень выработанности его запасов составляет 4,4%.

 

1.4. РАЗВИВАЮЩИЕСЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ

 

Баренцево-Карская НГП (площадь перспективных земель 1000 тыс.км²). Провинция занимает большую часть Баренцевского шельфа и северную часть Карского и приурочена к одноимённой краевой плите. Осадочный чехол перекрывает гетерогенное складчатое основание, глубина залегания которого изменяется от 2-5 км в краевых частях до 16-18 км в центральных частях провинции. В разрезе осадочного чехла выделено два литолого-стратиграфических комплекса, разделенных региональным несогласием. Нижний, палеозойский, представлен терригенными, карбонатными, вулканогенными, реже хемогенними породами мощностью от 400-600 м до 3 - 5 км. Верхний комплекс состоит из терригенных отложений, главным образом, пермско-мезозойского возраста. Основная масса осадочного чехла Баренцево-Карской провинции сосредоточена в пределах системы крупнейших отрицательных структур, таких как Нордкапский прогиб, Южно- и Северо-Барехщевская впадины, Северо-Карская синеклиза [3].

В осадочном чехле выявлено три нефтегазоносных комплекса: палеозойский, верхнеиермско-триасовый и юрско-меловой. В настоящее время в пределах провинции на акватории Баренцева моря открыто пять газоконденсатных и газовых месторождений: Штокмановское (уникальное), Ледовое, Лудровское, Мурманское и Северо-Кильдинское; продуктивными являются юрские и триасовые отложения.

Охотская НГП. Охотское море, в пределах которого расположена провинция, и сопредельные перспективные территории весьма разнородны по своему строению, характеризуются гетерогенным фундаментом и развитием земной коры разных типов. Неоднородна по своему строению и осадочная толща, представленная преимущественно терригенными образованиями.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное расположение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадков чехла, сложенных отложениями верхнего мела, палеогена и неогена, мощность которых в наиболее глубоких северных прогибах достигает 7 км [1].

Наиболее изученным является шельф о.Сахалина. Для сахалинских нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных областей установлен ряд возможно потенциальных комплексов. Первые приурочены к меловым и палеогеновым отложениям; ко вторым относятся даехуринский (нижний миоцен), уйнинско-дашнский (средний миоцен), окобыкайеко-нуговский (средний миоцен-плиоцен). Все они сложены в основном терригенными породами, донеогеиовые комплексы имеют большей частью высокую степень уплотнения.

В настоящее время на сахалинском шельфе открыто девять нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых месторождений: Одоптинское, Чайвииское, Аркутунское, Дагинское, Пильтун-Астохское, Венинское, Лунское, Киринское и Изыльметьевское. По величине запасов эти месторождения, в основном, крупные, а Лунское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным: его запасы превышают 700 млрд.м³.

Таким образом, крупные и уникальные месторождения нефти и газа, как правило, размещаются в депрессиоиных структурах земной коры (молодых и древних платформах, глубоких впадинах) с повышенной мощностью осадочных отложений и достаточным разнообразием структурных и литологических ловушек (поднятия между глубокими депрессиями, соляно-купольная тектоника, погребенные рифтовые образования и др.). Одной из характерных региональных особенностей размещения наиболее обширной группы уникальных месторождений нефти и газа в центральной части Западно-Сибирской плиты является связь близмеридиональиой полосы максимальной нефтегазоносности с проявленными здесь рифтогенными структурами мезозойского возраста. Весьма возможно, что на начальной стадии развития рифтов в условиях интенсивного глубинного тепломассопереноса существовали наиболее благоприятные температурные и иные условия для мобилизации углеводородов из нефтематеринских пород [3].

 

2. КРУПНЕЙШИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ РОССИИ. ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
1. САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Самотлорское месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и в России - расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15 км от Нижневартовска. В непосредственной близость к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые Аганское (с запада), Лорьеганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 2.1)

Рис. 2.1. Схема расположения нефтяных и нефтегазовых месторождений Нижневартовского нефтегазоносного района

 

По существующим оценкам, геологические запасы месторождения составляют около 7,1 млрд. тонн, из них извлекаемые – более 3,5 млрд тонн. Текущие извлекаемые запасы оцениваются в более 1 млрд. тонн нефти. Площадь Самотлорского месторождения составляет 1 752 км². Разработка Самотлорского месторождения началась в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году и меньше чем за год буровики вышли на уровень добычи в 5 млн тонн нефти. В 1980 году на Самотлоре был поставлен рекорд годовой добычи — 158,9 млн тонн. Затем, в период экономических трудностей 1990-х годов, производство упало в восемь раз.

Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 086 куста скважин. Подобный подход обусловил основную нынешнюю особенность месторождения – значительное количество бездействующих скважин.

В свою очередь, за счет применения новых технологий (бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, зарезки боковых стволов, гидроразрыва пласта) удалось увеличить действующий фонд скважин до почти 8 тыс. Также реализована программа по освоению Усть-Вахской площади, пробурено 283 скважины и введено в разработку более 50 млн тонн запасов нефти.

На месторождении активно проводятся сейсморазведочные работы. Ежегодно выполняются полевые работы, идет процесс обработки и интерпретации сейсмических данных. Трехмерная сейсмика позволила открыть семь новых залежей нефти в пределах структур–сателлитов (в непосредственной близости от основных залежей месторождения) и вовлечь их в разработку. [5]

В региональном тектоническом плане Самотлорское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры III порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м.

Залежи нефти  и газа на Нижневартовском своде  приурочены к мощной толще терригенных  отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для  всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов (рис. 2.2) [2].

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени  вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку  в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами  нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые  алевролиты. Среднезернистые песчаники  встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом  цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие  среди вмещающих отложений линзовидных  карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные  литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород  и обусловливают подсчетные параметры  продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений  нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых  шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства  пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют  преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных  продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%) [2].

 

 

 

2.  РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Ромашкинское месторождение, являясь крупнейшим многопластовым месторождением платформенного типа Волго-Уральской провинции, территориально расположено в юго-восточной части Татарстана (рис.2.1). Оно было открыто в 1943 г. и в 1952 г. после проведения широкомасштабных геолого-разведочных работ было введено в разработку по основному эксплуатационному объекту.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2.1. География Ромашкинского  месторождения