Нефтегазоносные месторождения шельфа россии. Реферат: Залежи нефти и газа. Основные их элементы
Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа с доказанной нефтеносностью и битуминосностью в широком диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д 1) и тиманского (пласт Д 0) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км 2 как следует из приложения В. Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения.
Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.
На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах.
На месторождении, как и в целом в пределах восточной части Татарстана с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и простиранию, изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 -карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными - верхние комплексы.
Отложения пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта, из которых были получены наиболее значительные промышленные притоки нефти, слагают самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводового типа залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Средняя отметка водо-неф- тяного контакта (ВНК) составляет по месторождению минус 1490м. От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок минус 1490 - минус 1500м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д I , но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта как следует из приложения Г.
Отложения пласта Д 0 в основном нефтеносны в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут рассматриваться как части единой пашийско-кыновской залежи.
Основные промышленные скопления нефти верхнетурнейского подъяруса приурочены к отложениям кизеловского горизонта (пласт B IV) в пределах относительно небольших по размеру локальных структур в основном третьего порядка. Нефтепроявления в черепетских отложениях отмечаются лишь на отдельных высокоприподнятых участках структур. Всего выявлено около 170 залежей, которые по своему строению относятся к массивному типу и контролируются куполовидными (в пределах Восточно-Сулеевской, Азнакаевской, Северо-Альметьевской террас) и брахиантиклинальными (в пределах Миннибаевской и Чишминской террас) поднятиями с амплитудой до 15-45м. Многочисленные залежи, как и бобриковские, объединены в 21 укрупненную по территориальному признаку НГДУ как следует из приложения Приложение Д. Размеры залежей в среднем небольшие (0,5 до 2 км), но ряд из них (201, 221, 224) отличается большими размерами (длина от 6 до 13 км, ширина от 3 до 7 км). При опробовании отдельных скважин по залежам были получены притоки от 0,05 до 35,6 т/сут. При изучении материалов геофизических исследований было определено положение ВНК в пределах залежей и установлено, что его поверхность погружается в северном направлении от абсолютной отметки минус 826 м до минус 900 м.
Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород верхнетурнейского подъяруса показал, что для отложений Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов: 1 - известняки комковатые, 2- известняки сгустково-детритовые, 3 - известняки шламово-детритовые, 4 - известняки фораминиферово-сгустковые, 5 - доломиты и доломитизированные известняки.
Эти типы отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабо нефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.
Комковатые известняки слагаются комками микрозернистого кальцита и крупным растительным, реже фаунистическим детритом. Размер комков варьирует от 0,1 до 0,8 мм, размер детрита - от 0,06 до 1 мм. Коллекторские свойства этой разности наиболее высокие. Пористость в среднем составляет 14,2%, проницаемость - 0,063 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 26,4%. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные, форма их чаще бывает изометрической. Система каналов хорошо разработана. Каналы относительно короткие и широкие (0,01- 0,15 мм). Пористость этой разности первична, но объем пор увеличивался процессами растворения - следы выщелачивания при большом увеличении видны на большей части крупных пор. Комковатые известняки интенсивно нефтенасыщены.
Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью. Сложены они детритом, преимущественно водорослевым, сгустками и комками микрозернистого кальцита. Цементом этой разности служит первичный микрозернистый кальцит или кальцит вторичный, разнозернистый. Структура порового пространства сложная: поры межформенные, внутриформенные, каналы значительно извилистее, длиннее и более узкие, чем в комковатых известняках. Пористость в среднем равна 11,3%, проницаемость - 0,006 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,7%.
Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение наблюдается в них редко в виде слабых пятен. Сложена эта разность водорослевым мелким детритом и шламом. Цемент обильный, представлен микрозернистым кальцитом, тип цементации базальный, порово-базальный. Глинистый материал присутствует в рассеянном состоянии в породе, его общее содержание в отдельных прослоях достигает 10%. Поры в шламово-детритовых известняках, в основном, очень мелкие (0,01-0,03 мм) межзерновые; поры размером до 0,1 мм встречаются редко, в основном они изолированные. Пористость этой разности - 7,8%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточное водонасыщение - 63%.
Фораминиферово-сгустковые известняки сильно кальцитизированные породы, сложенные сгустками, реже комками микрозернистого кальцита и раковинами фораминифер. Цемент базальный. Поры редкие, вторичные, расположены локально. Пористость фораминиферовосгустковых известняков равна 5%, проницаемость - 0,00005 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 80%. Нефтенасыщение в этих разностях не встречено, все образцы светло-серые, очень плотные.
Доломиты и доломитизированные известняки в верхнетурнейском подъярусе встречаются очень редко, в виде единичных маломощных прослоев. Нефтенасыщение в них не отмечено. Пористость равна 6,6%, проницаемость - 0,00013 мкм 2 .
Общая физико-литологическая характеристика коллекторов кизеловского горизонта по залежам может быть представлена следующим образом.
Кровельная часть турнейского яруса почти повсеместно представлена уплотненными породами (известняки шламово-детритовые и кальцитизированные фораминиферово-сгустковые). Коллекторские свойства ниже кондиционных: пористость равна 7%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 65%. Толщина кровельной части составляет 0,2-0,5 м и не превышает 1,5 м.
Основной объем кизеловского горизонта составляет пласт B IV . В нем резко преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Шламово-детритовая разность составляет 15,8%, фораминиферово-сгустковая - 1,9%, доломиты - 0,1%. Шламово-детритовые известняки встречаются в виде тонких невыдержанных прослоек, фораминиферово-сгустковые - в виде единичных линз, стяжений. Пористость этого пласта в целом равна 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,9%.
Пачка пород в подошве кизеловского горизонта (репер С-4) представлена шламово-детритовыми (45,4%) и сгустково-детритовыми (43,2%) известняками (в последних интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено). Около 10% объема составляют непроницаемые сильно кальцитизированные разности, 1,7% составляют известняки комковатые, которые в этой пачке пропитаны окисленной нефтью или слабо нефтенасыщенные. В единичных случаях встречаются водоносные комковатые известняки. В целом, пористость рассматриваемой пачки равна 8%, проницаемость - 0,001 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 58%.
Для детального изучения строения кизеловских и черепетских отложений использовались данные скважин, в которых эти интервалы разрезабыли пройдены со 100% отбором керна большого диаметра. Наблюдаемое переслаивание карбонатных разностей толщиной от 10-20 см и до 1 м подтверждает значительную неоднородность разреза верхнетурнейского подъяруса, обусловленную главным образом седиментационными процессами. Установлено, что верхняя часть кизеловского горизонта имеет наилучшую коллекторскую характеристику и представлена переслаиванием сгустково-детритовых и комковатых известняков, с преобладанием последних. Кровля кизеловского горизонта и подстилающая пачка Rp C-4 состоят практически на 100% из шламово-детритовых известняков. Пласт BIII представлен в основном переслаиванием сгустково-детритовых и шламово-детритовых известняков. Существенно по интервалам меняется и проницаемость. Можно также отметить, что интенсивное нефтенасыщение встречается во всех комковатых известняках и в части сгустково-детритовых. Нефть отсутствует во всех фораминиферо-сгустковых и доломитизированных известняках.
Установлено, что в карбонатных породах в целом для верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам, с учетом их нефтенасыщенности, достаточно четко выделяются 4 группы коллекторов: I -высокопроницаемые, II - среднепроницаемые, III - слабопроницаемые, IV - неколлекторы. К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе - известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные.В III-ю группу включены сгустково-детритовые слабои неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлекторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.
В нефтенасыщенной части залежей отмечается преобладание высокопроницаемых коллекторов I группы с усредненной пористостью 14,2%, проницаемостью - 0,063 мкм 2 , остаточной водонасыщенностью - 26,4%. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы (III группа) составляют 10% объема пластов; нефть в этих породах на данном этапе разработки не извлекается. Неколлекторы составляют 16,8%.
В объем высокоамплитудных залежей Ромашкинского месторождения входят отложения не только кизеловского горизонта, но и черепетского горизонта. Черепетские отложения представлены теми же структурно-генетическими разностями, что и кизеловские, но за счет некоторого уменьшения размеров породосоставляющих элементов, более обильного цемента в сгустково-детритовых разностях, коллекторские свойства их ниже. Коллекторские свойства отложений определялись как по керновым данным, так и по результатам геофизических исследований скважин. Проницаемость, определенная по керну, составила в среднем 0,030 мкм 2 . Результаты определения пористости и проницаемости по достаточно представительной информации как по керну, так и по геофизике можно считать достаточно сопоставимыми. Средняя пористость составляет около 12,0% (может достигать и 20,0%), а нефтенасыщенность - около 72,0% (может достигать 90,0%). При подсчете запасов, на основе детального изучения различного вида зависимостей, были приняты следующие нижние кондиционные пределы параметров для пород-коллекторов: по пористости - 9,8%, по проницаемости - 0,0015 мкм 2 и по нефтенасыщенности-54,0%.
При изучении характеристик неоднородности отложений установлено, что доля коллекторов составляет в среднем около 50%, а о достаточно высокой степени неоднородности отложений по разрезу свидетельствует величина коэффициента расчлененности, которая может достигать по отдельным залежам 2-3 и более.
Промышленные скопления нефти в терригенных отложениях нижнего карбона приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Наиболее распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части тульского горизонта. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литологофациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи.
Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 37 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ как следует из приложения Е. Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м).
Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31. Покрышкой для залежей служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами елховского горизонта, имеющих мощность от 1,8 до 4,0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВНК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м. Дебиты скважин в среднем составляют 15 т/сут.
Продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским и фильтрационным свойствам и насыщенности слагающих пород как показано в таблице 1.
Таблица 1-Характеристика продуктивных отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения
|
Горизонты, ярусы |
||||||||||
|
Показатели |
Живетский |
Пашийский |
Кыновский |
Данковолебедян. |
Заволжский |
Турнейский |
Бобриковский |
Серпуховский |
Башкирский |
Верейский |
|
Тип залежи |
массивн.- |
|||||||||
|
лит.ослож. |
лит.ослож. |
|||||||||
|
Тип коллектора |
терриген. |
терриген. |
терриген. |
карбонат. |
карбонат. |
карбонат. |
терриген. |
карбонат. |
карбонат. |
карб.-тер. |
|
Общая толщина, м |
||||||||||
|
Нефтенасыщенная толщина,м |
||||||||||
|
Средняя пористость, д.ед. |
||||||||||
|
Средняя проницаемость, мкм 2 |
||||||||||
|
Нефтенасыщенность, д.ед. |
||||||||||
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
||||||||||
|
Коэффициент расчлененности, д.ед. |
||||||||||
|
Пластовая температура, о С |
||||||||||
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
Необходимо отметить наряду с общей характеристикой этих горизонтов, наиболее детально рассмотрены особенности геологического строения пашийско-кыновских отложений.
В наибольшей степени изученными являются основные эксплуатационные объекты Ромашкинского месторождения, приуроченные к продуктивным терригенным отложениям пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта. Пашийский горизонт (Д I) является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью отложений пашийского горизонта в целом является частая смена песчано-алевритовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади. За основные реперы, которые регионально выдержаны и используются для корреляции разрезов, приняты «глины» и «верхний известняк» . Нижняя граница горизонта проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), перекрывающей пласт Д II . Верхняя граница проводится по подошве карбонатной пачки (репер «верхний известняк»). Кроме того, для более уверенного разделения горизонта на верхне- и нижнепашийские пачки, был выделен дополнительный репер «аргиллит», залегающий над кровлей пласта «в». В целом использование этих хорошо выдержанных по площади реперов позволяет достаточно уверенно сопоставлять разрезы горизонта Д I по скважинам, расположенным на различных участках месторождения. Для этой цели успешно используются сводно-статистические разрезы. В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д I 4 пластов верхнепашийской (пласты «а», «б 1 », «б 2 », «б 3 ») и 4 пластов нижнепашийской (пласты «в», «г 1 », «г 2+3 » и «д») пачек, которые отличаются по характеру залегания по площади и разрезу. В целом площадным строением отличаются пласты пачки «г» на всей территории месторождения, «а» - на севере и северо-востоке, «в» - на западе месторождения. Для других пластов горизонта линзовидность, полосчатость (преимущественно меридионального направления) является преобладающей.
В интервале пласта «а», толщина которого достигает 5-6 м, может выделяться до двух-трех прослоев. Наибольшее количество слияний с нижележащим пластов «б» наблюдается в пределах Азнакаевских площадей. По характеру распространения пласта «а» выделяются две зоны: северо-восточная с площадным распространением и наибольшей мощностью коллекторов и юго-западную, где коллекторы имеют полосообразное и линзообразное строение.
В пределах зонального интервала «б» выделяется три прослоя, индексируемые как пласты «б 1 », «б 2 », «б 3 » и наиболее развитые на Азнакаевской площади. Наиболее частыми являются слияния пластов «б 1 » и «б 2 ». Толщина прослоев в основном равна 2-3 м, а при их слиянии достигает 10-12 м.
Пласт «в» выделяется в виде прослоя песчано-алевритовых пород толщиной 3-4 м, залегая между прослоями аргиллитов, верхний из которых является дополнительным репером. Наибольшее площадное распространение пласт имеет на Миннибаевской площади, а на других участках месторождения преобладают полосообразные и линзовидные формы залегания.
В пределах зонального интервала пласта «г» выделяются прослои толщиной 4-6 м, но более характерны многочисленные их слияния и тогда толщина коллектора может достигать 10-12 м. Как уже отмечалось, в основном пласт имеет площадное распространение коллекторов.
Пласт «д» является самым нижним из пластов горизонта. Он представлен в основном одним прослоем толщиной 1-6 м и залегает между довольно выдержанными по площади аргиллитами муллинского горизонта и прослоем алеврито-глинистых пород, часто размытых, в результате чего пласт «д» сливается с вышележащим пластом «г». Площадное рапространение пласт имеет лишь на отдельных участках месторождения, а в целом для него характерна линзовидная и полосообразная форма залегания.
Следует отметить, что на отдельных участках месторождения гидродинамически связанными по разрезу могут быть три-четыре и более пластов горизонта ввиду наличия зон их слияния и в этом случае толщина коллектора может достигать 20-25м.
В целом изучение особенностей строения пластов горизонта Д I указывает на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по площади Ромашкинского месторождения. Об этом, например, свидетельствуют полученные с помощью АРМ «Лазурит» об изменении по площадям средних величин общей (от 28,2 до 46,3 м) и нефтенасыщенной (от 3,7 до 16,6 м) толщин, а также значений пористости (от 0,188 до 0,207), проницаемости (от 0,339 до 0,666 мкм 2) и нефтенасыщенности (0,691 до 0,849), коэффициентов песчанистости (К пес) - от 0,259 до 0,520 и расчлененности (К р) - от 1,7 до 5,3. Естественно, что более широкий диапазон изменения рассматриваемых параметров наблюдается по отдельным пластам и группам коллекторов, критерии выделения которых рассмотрены ниже. Это подтверждается данными, приведенными по всем площадям Ромашкинского месторождения в таблице 2. Не рассматривая детально характер изменения всех приведенных в ней параметров, следует лишь подчеркнуть, что наиболее значительны различия между пластами и выделяемыми группами коллекторов по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, а также по толщине между пластами верхне- и нижнепашийской пачек горизонта Д I .
Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. Для них характерна мономинеральность. В обломочном материале преобладает кварц (около 90%) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и устойчивых минералов. Преобладающими среди аутигенных минералов являются вторичный кварц, пирит, кальцит, сидерит, доломит, реже - фосфорит, каолинит, хлорит, анатаз. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийскими.
Таблица 2-Средние значения толщин, коллекторских свойств и параметров неоднородности отложений горизонта ДI по площадям Ромашкинского месторождения
|
Толщины, м |
Коллекторские свойства |
Показатели неоднородности |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
сыщенная |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Абдрахманов |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Ю-Ромашкин |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Зай-Каратайская |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Куакбашская |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Миннибаевская |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Альметьевская |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
С-Альметьев |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Березовская |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Показатели |
|||||||||
|
пашийский горизонт |
кыновский горизонт |
 лебедянский горизонт |
заволжский горизонт |
турнейский |
бобриковский горизонт |
серпухов- ский ярус |
башкирский |
верейский горизонт |
|
|
Давление насыщения, МПа |
|||||||||
|
Газовый фактор при диффе- |
|||||||||
|
ренциальном разгазировании |
|||||||||
|
в рабочих условиях, м 3 /т |
|||||||||
|
P 1 =0,5 МПа Т 1 = 9 0 С |
|||||||||
|
P 2 =0,1 МПа Т 2 = 9 0 С |
|||||||||
|
Суммарный газовый фактор, м 3 /т |
|||||||||
|
Плотность, кг/м 3 |
|||||||||
|
Вязкость, мПа.с |
|||||||||
|
Объемный коэффициент при |
|||||||||
|
дифференциальном разгазирова- |
|||||||||
|
нии в рабочих условиях, доли ед. |
|||||||||
|
П лотность дегазированной неф- |
|||||||||
|
ти при дифразгазировании, кг/м 3 |
Таблица 4-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
Средние значения по продуктивным отложениям |
|||||||||
|
Показатели |
пашийский горизонт |
кыновский горизонт |
лебедянский горизонт |
заволжский горизонт |
турнейский |
горизонт |
серпуховский ярус |
башкирский |
верейский горизонт |
|
Вязкость, мПа.с |
|||||||||
|
Смол силикагелевых |
|||||||||
|
Асфальтенов |
|||||||||
|
Парафинов |
|||||||||
|
Выход фракций в |
|||||||||
|
весовых % |
|||||||||
|
Н.К. - 100 0 С |
|||||||||
Таблица 5 - Содержание серы по объектам Ромашкинского месторождения
|
Горизонты |
Объекты (залежи, площади) |
Диапазон изменений |
Среднее значение |
|
|
муллинский, |
||||
|
ардатовский, |
||||
|
воробьевский |
||||
|
кыновский, |
Абдрахмановская |
|||
|
пашийский |
Южно-Ромашкинская |
|||
|
Западно-Лениногорская |
||||
|
Зай-Каратайская |
||||
|
Куакбашская |
||||
|
Миннибаевская |
||||
|
Альметьевская |
||||
|
Северо-Альметьевская |
||||
|
Березовская |
||||
|
Восточно-Сулеевская |
||||
|
Алькеевская |
||||
|
Чишминская |
||||
|
Ташлиярская |
||||
|
Сармановская |
||||
|
Азнакаевская |
||||
|
Карамалинская |
||||
|
Павловская |
||||
|
Зеленогорская |
||||
|
Восточно-Лениногорская |
||||
|
Холмовская |
||||
|
В целом по месторождению |
||||
|
данк. - лебедян. |
залежь №680 |
|||
|
заволжский |
залежь №665 |
|||
|
турнейский |
залежи НГДУ "Иркеннефть" |
|||
|
залежи НГДУ "Лениногорскнефть" |
||||
|
бобриковский |
залежь №1 |
|||
|
залежь №2 |
||||
|
залежь №3 |
||||
|
залежь №4 |
||||
|
залежь №5 |
||||
|
залежь №8 |
||||
|
залежь №9 |
||||
|
залежь №12 |
||||
|
залежь №15 |
||||
|
залежь №24 |
||||
|
залежь №31 |
Наиболее древними отложениями, в которых в настоящее время встречены промышленные залежи газа, являются ротлигендесовые отложения перми. С ними связаны основные запасы газа в Англо-Германском бассейне. Коллекторы ротлигендеса перекрываются эвапоритами цехштейна, имеющими значительную мощность и в силу этого являющимися почти идеальной покрышкой. Песчаники ротлигендеса и карбонаты цехштейна нефтеносны в Норвежском бассейне.
Газоносность триасовых отложений установлена пока лишь на месторождении Хьюитт, где залежи связаны с нижнетриасовыми песчаниками. Небольшие запасы газа известны также здесь в карбонатах цехштейна. Нефть из триасовых песчаников получена на месторождении Джозефин.
Основные залежи нефти и газа в юрских отложениях встречены в Восточно-Шетландском бассейне. Коллекторами здесь являются преимущественно среднеюрские песчаники. Глубина залегания коллекторов составляет 2 600–3 200 м, а их мощность – около 100 м. В юрских залежах встречается растворенный газ в количестве от 40 до 300 м 3 /т.
Нефтегазоносность верхнемеловых (датских) отложений установлена на месторождениях группы Экофиск (Норвежский бассейн), где нефть приурочена к карбонатным коллекторам.
В третичных отложениях нефть и газ приурочены к палеоценовым песчаникам, которые обладают высокой пористостью и проницаемостью. Эти отложения нефтегазоносны в пределах Норвежского бассейна и южной части Восточно-Шетландского.
В соответствии с геологическим строением, возрастом продуктивных горизонтов и распределением нефтегазоносных скоплений в пределах Северного моря можно выделить три нефтегазоносные области: Южную (Англо-Германскую), Норвежскую (Цернтральносевероморскую) и Восточно-Шетландскую (Северную). Помимо этого, в Северном море открыто несколько отдельных месторождений (рис. 2.7).
Южная нефтегазоносная область является преимущественно газоносной. В геологическом отношении она совпадает с Англо-Германским бассейном Северного моря. Основным газоносным горизонтом здесь, за исключением месторождения Хьюитт , являются песчаники ротлигендеса. Этот продуктивный горизонт залегает на глубинах 1 800–4 000 м, его мощность достигает 250 м. Пористость песчаника составляет 10–20 %, а проницаемость относительно невысокая (1–10 мД) из-за процессов вторичной цементации. Общие извлекаемые запасы газа Южной газоносной области составляют около 1,2 трлн м 3 . По составу газ является главным образом метаном с примесью азота и тяжелых углеводородов. Месторождения связаны с антиклинальными складками.
В Южной области к настоящему времени выявлено несколько крупных газовых месторождений, из которых месторождение Леман является одним из наиболее крупных морских газовых месторождений мира.
Рис. 2.7. Газовые месторождения и скважины, давшие притоки газа в южной части Северного моря. Месторождения: 1
– Раф, 2 –
Вест-Соул, 3 –
Аметайст, 4
– Сварт-Бэнк, 5
– Эни,
6
– Викинг-Норт, 7 –
Вайш-Саут, 8
– Индифайтигейбл, 9
– Броукен-Бэнк, 10
– Хьюитт-Норт, 11
– Дебора, 12
– Леман, 13
– Сеан, 14 –
Хьюитт, 15
–
Дотти, 16
– Пласид, 17 –
Гронинген
Месторождение Леман
– крупнейшее газовое месторождение на шельфе южной части Северного моря; его размеры составляют около 28,8 км в длину и 12,8 км в ширину. Месторождение представляет собой пологую антиклиналь северо-западного простирания, параллельного доминирующему простиранию герцинских структур. Антиклиналь нарушена несколькими разломами или системами разломов. Она находится на юго-восточном борту трога Вест-Соул, испытавшего погружение в течение триасового, юрского и раннемелового времени, а затем быстрое воздымание, инверсию и эрозию в конце мелового периода. Об этих движениях можно судить по эрозионному срезу верхнемелового писчего мела. Писчий мел отсутствует в северо-западной части структуры. Территория месторождения Леман, особенно его юго-восточная часть, вероятно, подвергалась также воздействию позднекиммерийского поднятия и эрозии, результатом чего явилось отсутствие юрских и верхнетриасовых отложений. Наложение ларамийской эрозии на киммерийскую фазу затрудняет восстановление точной истории тектонического развития месторождения. Месторождение открыто в 1966 г. скважиной 49/26-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес, мощность 236 м; пористость аквальных песчаников 11–20 %, проницаемость 0,5–30 мД; пористость эоловых песчаников 11–23 %, проницаемость 10–100 мД; пористость песчаников временных потоков (вади) 7–18 %, проницаемость 1–30 мД; извлекаемые запасы 330 млрд м 3 ; добыча – шесть платформ, каждая с 12–14 эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 41 км, диаметром 76 см до Бэктона.
Месторождение Индифайтигейбл -Викинг представляет собой серию ограниченных разломами структур, в совокупности представляющих собой антиклиналь северо-западного простирания. Площадь Индифайтигейбл имеет общую длину около 19 км, а каждый блок около 3,2 км в ширину. Размер месторождения Викинг-Норт 16×4,8 км. Площади Индифайтигейбл и Викинг подвергались интенсивному воздыманию в киммерийскую эпоху. Поднятие, по-видимому, было наиболее интенсивным на юго-востоке. Результатом размыва явилось залегание нижнемеловых отложений на кейпере, мушелькальке и бунтере (триас). В позднемеловое время блоковые движения проявлялись мягче и, по-видимому, имели противоположное направление. Постепенное прогибание в юго-восточном направлении (т. е. к трогу Брод-Фортинс) выразилось в увеличении мощности верхнемелового писчего мела в этом направлении. Продуктивный горизонт ротлигендеса интенсивно нарушен сбросами в результате позднеюрских (киммерийских) тектонических движений, причем амплитуда сбросов часто достигает нескольких сотен метров. Эти смещения превосходят мощность продуктивного горизонта ротлигендеса (46 м), в результате чего отдельные блоки часто имеют разные газоводяные контакты. В общем амплитуда сбросов и глубина газоводяного контакта в северо-западном направлении постепенно увеличиваются. Месторождение Индифайтигейбл открыто в 1966 г. скважиной 49/18-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес; мощность 16–35 м; добыча – три платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 135 км, диаметром 76 см до Бэктона через месторождение Леман. Месторождение Викинг-Норт открыто в 1968 г. скважиной 49/12-2; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендеса общей мощностью 150 м, эффективной 99–135 м, извлекаемые запасы – 140 млрд м 3 ; добыча – одна платформа с десятью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 98 км, диаметром 71 см до Тедлеторна (Линкольншир).
Наиболее характерным для Южной области является месторождение Уэст Соул , приуроченное к антиклинальной складке, вытянутой с северо-запада на юго-восток по отложениям нижней перми. Последние лежат с несогласием на верхнекарбоновых породах. По своим особенностям газовая залежь может быть отнесена к типу массивных. Основной продуктивный горизонт связан с песчаниками ротлигендеса, залегающими на глубине около 3 000 м. Покрышкой служат верхнепермские – цехштейновые соленосные породы. Они образуют соляной купол, который смещен на северо-восток по отношению к нижнепермскому поднятию на 5 км. Нарушения, видимо, юрского возраста затронули карбон, ротлигендес и цехштейн, причем целостность последнего оказалась ненарушенной. Месторождение Вест-Соул открыто в декабре 1965 г. скважиной 48/6-1, извлекаемые запасы газа – 67 млрд м 3 , приток при опробовании 0,3 млн м 3 /сут; добыча из зон трещиноватости и локальной проницаемости; четыре стационарные платформы, каждая с пятью или шестью эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 64 км и диаметром 40 см до Изингтона на Йоркширском побережье.
Перечисленные месторождения лежат на юго-западе Южной области и находятся в британском секторе Северного моря. В этой же области в 100 км восточнее месторождения Индефатигейбл в нидерландском секторе было открыто месторождение L/10 (Пласид). Продуктивный горизонт месторождения L/10 – песчаники ротлигендеса; они залегают на глубине около 4 000 м. Залежь газа приурочена к крупной пологой складке, ориентированной в направлении, близком к меридиональному. Ее запасы не менее 150 млрд м 3 .
Месторождение Хьюитт несколько отличается от описанных. Оно связано с вытянутой в северо-западном направлении антиклинальной складкой, расположенной в непосредственной близости от месторождения Леман. На месторождении Хьюитт имеется три продуктивных горизонта, нижний из которых приурочен к доломитам цехштейна и залегает на глубине 1 400 м. Два основных газоносных пласта находятся в нижнем триасе и залегают соответственно на глубинах 1 250 и 900 м. Триасовые коллекторы представлены песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами – пористостью 25 % и проницаемостью 1 000 мД. Скопление газа в триасовых отложениях этого месторождения объясняется тем, что оно лежит за пределами развития соленосных пород цехштейна, которые «гасят» дизъюнктивные нарушения, поэтому наличие разломов способствовало вертикальной миграции газа вверх через толщу пермских пород. Верхняя газовая залежь характеризуется примесью сероводорода. Месторождение открыто 20 октября 1966 г. скважиной 48/29-1; извлекаемые запасы газа – 98 млрд м 3 , добыча – четыре стационарные платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 29 км и диаметром 76 см до Бэкстона на Норфолкском побережье.
Интерес нефтяных компаний к шельфу Северного моря непосредственно связан с открытием месторождения Гронинген в северо-восточной части Нидерландов в 1959 г. скважиной 1 Слохтерен. Мощные нижнепермские газоносные песчаники, вскрытые скважиной-открывательницей, были отмечены также в скважине 1 Дельфциель, пробуренной, как полагали, на отдельной структуре. Впоследствии она оказалась частью одного большого газового месторождения. Интервалы третичных отложений и верхнемелового писчего мела изменчивы по мощности вследствие главным образом соляной тектоники цехштейна; юрские и верхнетриасовые породы отсутствуют, вероятно, благодаря позднекиммерийскому размыву. Цехштейн, представленный четырьмя полными эвапоритовыми циклами, изменяется по мощности вследствие проявления соляной тектоники. Тем не менее, он имеет минимальную мощность около 600 м и служит весьма эффективной покрышкой для нижележащего газосодержащего коллектора. Крупные сбросы, секущие ротлигендес и более древние породы, затухают в пластичных соляных пластах и, следовательно, не служат путями миграции накопившегося газа.
Пачка слохтерен – основной газоносный горизонт месторождения Гронинген – постепенно увеличивается в мощности от 82 м на юге до 201 м на севере. В нижней части обычно присутствуют конгломераты; перекрывающие их дюнные песчаники часто рыхлые, плохо уплотненные, с великолепными пористостью и проницаемостью. Однако переслаивающиеся с ними пласты отложений временных потоков обладают менее благоприятными коллекторскими свойствами. Ротлигендес подстилается дельтовыми песчаниками, сланцами и углями верхнего карбона, являющимися газопроводящими отложениями. Структура газового месторождения Гронинген контролируется разломами. Преобладает северо-западное простирание позднекиммерийских (поздняя юра) разломов с амплитудой, превышающей 300 м. Некоторые из этих разломов, возможно, имели более древнее заложение и активизировались в позднекиммерийскую тектоническую фазу. Есть указания на то, что структура месторождения Гронинген к тому времени уже была частично сформирована, но несомненно, что позднекиммерийские движения изменили ее, придав более или менее современный вид, а последующим размывом были уничтожены отложения юрского и верхнетриасового возраста. Впоследствии структура была погребена под меловыми породами, и ларамийская и альпийская фазы движений земной коры оказали на нее незначительное воздействие.
Характеристика месторождения Гронинген: пористость 15–20 %; проницаемость – обычно от 100 до 1 000 мД; состав газа – метан 81 %, азот – 14 %, двуокись углерода – 1 %; доказанные запасы газа 2 трлн м 3 .
Примечательно, что открытие этого месторождения произошло после бурения 200 безрезультатных поисковых скважин. Весьма интересна история формирования месторождения. По мнению специалистов, первоначально содержавшийся в антиклинальной ловушке газ ушел в атмосферу. Потребовался дополнительный источник углеводородного газа. Таким источником стала толща каменноугольных отложений, лежащих значительно ниже продуктивных горизонтов. По разломам земной коры в кайнозойскую эру новые порции газа стали поступать в антиклинальную ловушку до тех пор, пока не сформировалось уникальное месторождение Слохтерен. На этом примере видно, как важно уметь правильно расшифровать историю развития геологических объектов.
На востоке Южной области были обнаружены также нефтяные непромышленные залежи, связанные с юрскими отложениями. Непромышленный характер залежей обусловлен тем, что они залегают неглубоко от поверхности, а содержащие их отложения эродированы на большей части Южной области.
Норвежская нефтегазоносная область в геологическом отношении совпадает с Норвежским бассейном. Она расположена между Южной областью на юге и Восточно-Шетландской на севере. Как указано выше, в геологическом отношении рассматриваемая область представляет собой крупный третичный прогиб. Для него характерен широкий диапазон нефтегазоносности: от перми до третичных осадков. В настоящее время здесь известно 22 нефтяных и 5 газовых месторождений. Наиболее крупные нефтяные месторождения: Фортис, Экофиск, Пайпер, Монтроз и др. Месторождения связаны с крупными пологими брахиантиклинальными складками. Тип коллектора как терригенный, так и карбонатный.
Месторождение Фортис является самым крупным в описываемой зоне, оно расположено в центральной части Норвежского бассейна. В структурном отношении Фортис представляет собой крупную пологую складку, вытянутую в широтном направлении. По отложениям палеоцена ее размер 16×8 км, при соотношении ширины и длины 1:2. Площадь складки по наиболее нижней замкнутой изолинии 90 км 2 , а ее амплитуда 155 м. Восточная периклиналь складки осложнена сбросом небольшой амплитуды. Поднятие в третичных отложениях располагается согласно над поднятием в меловых отложениях, которые перекрывают выступ изверженных пород, сложенных базальтами. В отложениях, перекрывающих палеоценовые, складка постепенно выполаживается; она не фиксируется по верхнемиоценовым и плиоценовым породам, имеющим моноклинальное падение в юго-восточном направлении.
Анализ геологической истории месторождения Фортис показывает, что в раннетретичное время его структура была относительно приподнятой, это способствовало ранней миграции углеводородов. Основной продуктивный горизонт данного месторождения – палеогеновые песчаники, покрышкой служат палеоценовые глины и аргиллиты, карбонатность которых меняется по площади. Мощность палеоценовых пород-покрышек составляет около 50 м. В нижней части они сложены темно-серой алевритистой глиной, а вверху – зеленовато-серым слабокарбонатным аргиллитом. Продуктивный пласт не является однородным по всей площади месторождения, а характеризуется фациальной изменчивостью. На юге и востоке структуры песчаники замещаются зелеными и серыми глинами и алевролитами. Однако основная часть продуктивного пласта сложена пачкой песчаников мощностью 35–80 м с редкими глинистыми прослоями; на отдельных участках развита карбонатная цементация. Наблюдаются также галечниковые прослои. Сортировка песчаников – от плохой до средней, однако коллекторские свойства их хорошие: пористость 25–30 %, проницаемость до 3 900 мД.
Залежь нефти на месторождении Фортис массивная, высота залежи 155 м. Нефть залегает в интервале глубин 2 100–2 200 м и характеризуется низким содержанием серы и парафина. Газовая шапка на месторождении отсутствует; содержание растворенного газа относительно невысокое (около 70 м 3 /т). Геологические запасы месторождения составляют окола 700 млн т, а извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 40 %) – около 280 млн т.
Экофиск – второе по величине нефтяное месторождение Норвежской нефтегазоносной области. Оно находится в погруженной части Норвежской впадины и является наиболее крупным из установленных в данном районе месторождений, являющихся его «спутниками». В структурном отношении Экофиск – двухвершинное куполовидное поднятие по верхнемеловым отложениям. Оно находится над соляным куполом в отложениях перми. Структура ориентирована в меридиональном направлении и имеет размеры 12×7 км; площадь – 55 км 2 .
Нефтегазоносными являются карбонатные породы датского яруса верхнего мела, а покрышками – глины палеоцена и вышележащих отложений. Мощность продуктивного горизонта составляет 120 м, а эффективная мощность – 119 м. Он залегает в среднем на глубине 3 000 м. Залежь пластового типа, ее высота – 190 м. Коллекторские свойства пласта-коллектора не очень хорошие: при высокой пористости (30–40 %) мелоподобные породы датского яруса Северного моря имеют невысокую проницаемость (до 1 мД). Однако на месторождении Экофиск в силу тектонической трещиноватости, обусловленной ростом соляного купола, проницаемость карбонатов датского яруса в среднем составляет 10–12 мД. Запасы нефти месторождения 600 млн т, а извлекаемые – 150 млн т при коэффициенте нефтеотдачи 25 %; запасы растворенного газа составляют 100 млрд м 3 .
Предполагают, что месторождение в дальнейшем будет снабжать нефтью Великобританию и другие страны Западной Европы. Потенциальная годовая добыча 90 млн т нефти.
Западноевропейские специалисты большие перспективы связывают с дальнейшими поисками месторождений в акватории Северного моря. Даже огромные затраты не охлаждают пыл поисковиков. Французский экономист Ж. Шевалье оценивает освоение нефтяного месторождения в наиболее «обжитой» части моря в 250 млн фунтов стерлингов (т. е. примерно 375 млн долл.), что соответствует стоимости одного путешествия на Луну. Освоение газового гиганта Тролль в северной части моря обойдется уже в 10 млрд долл.
Месторождение Тролль открыто в 1979 г. и расположено в 65 км от побережья Норвегии (терминал Коллснесс). Извлекаемые запасы газа месторождения составляют порядка 1,3 трлн м 3 , газового конденсата – 31,6 млн т. Ежегодная добыча составляет в среднем порядка 26,4 млрд м 3 газа и 0,55 млн т газового конденсата. Пока что на месторождении пробурено 106 эксплуатационных скважин; из них 36 – мультилатеральные. Скважина, вскрывшая новую залежь, пробурена при глубине моря 341 м до конечной глубины 2 055 м от уровня морского дна.
Месторождение Монтроз было первым нефтяным месторождением, открытым в Британском секторе. Первая скважина была пробурена в конце 1969 г. Нефтяная продуктивная зона месторождения относительно маломощная, и сначала возникли сомнения относительно его промышленной ценности. Сейчас на месторождении пробурены три скважины, и идет подготовка его к эксплуатации.
Месторождение Монтроз приурочено к антиклинали, осложненной тремя куполами. Нефтяной коллектор сложен мощными пористыми песчаниками палеоцена, т. е. возраст продуктивного горизонта тот же, что и на более крупном месторождении Фортис, находящемся северо-западнее. Средняя глубина водонефтяного контакта – 2 520 м ниже уровня моря, на 281 м глубже, чем на месторождении Фортис. Структура месторождения Монтроз, по-видимому, представляет собой компенсированный осадками погребенный блок, который, может быть, является юго-восточным продолжением блока месторождения Фортис. Неясно, являются ли продуктивные песчаники месторождения Монтроз мелководными дельтовыми образованиями, как на месторождении Фортис, или это более глубоководные песчаники, отложенные турбидитовыми потоками.
Характеристика месторождения: открыто 28 декабря 1969 г. скважиной 28/8-1; продуктивный горизонт – палеоценовые песчаники максимальной мощностью 57 м.
Помимо месторождений Экофиск и Монтроз, в данном районе Норвежского бассейна установлены более мелкие месторождения, которые в геологическом отношении подобны Экофиску, т. е. имеют тот же нефтегазоносный горизонт, близкие по особенностям геологического строения структуры, но значительно меньшие размеры и, соответственно, меньшие запасы. Это месторождения Западный Экофиск, Торфельт, Еда, Альбусткель и др. Суммарные извлекаемые запасы всей группы месторождений, включая и Экофиск, составляют 350–400 млн т.
На юге Норвежской области в датском секторе Северного моря было открыто три месторождения, из которых наиболее крупным является Дан . По строению и нефтегазоносности оно напоминает место рождения группы Экофиск. Здесь также продуктивны известняки датского возраста, которые залегают на глубине 1 830–2 000 м. Высота нефтяной залежи 90 м, а газовой шапки – 75 м. Однако при разработке месторождения наблюдалось резкое сокращение дебита скважин, что ставит вопрос о целесообразности его дальнейшей эксплуатации.
В непосредственной близости от группы месторождений Экофиск в осевой зоне Норвежской впадины находятся месторождения Джозефин, Ок и Арджил . Они относительно небольшие, с запасами нефти от 10 до 30 млн т, отличаются от описанной выше группы более древним возрастом продуктивных горизонтов (песчаники нижней перми, карбонаты цехштейна и песчаники мезозоя). На месторождении Джозефин нефть получена из песчаников триаса с глубины 3 600–3 700 м. Нефть этих месторождений, по-видимому, мигрировала из юрских отложений осевой части впадины. В геологическом отношении эти месторождения представляют собой приразломные антиклинальные складки, сформированные над приподнятыми блоками фундамента. На этих блоках наблюдается несогласное налегание меловых отложений на более древние в результате предмеловых движений и размыва.
Севернее месторождения Монтроз находится месторождение Морин, приуроченное к осевой зоне Норвежской впадины. Как и в Монтрозе, продуктивные горизонты здесь связаны с песчаниками палеоцена. Извлекаемые запасы этого месторождения оцениваются в несколько десятков миллионов тонн.
И, наконец, последним крупным нефтяным месторождением Норвежского бассейна, расположенным в северо-западной краевой части одноименной впадины, является месторождение Пайпер . Это относительно небольшая структура типа структурного носа площадью около 25 км 2 . По строению она несколько напоминает складку месторождения Фортис. На месторождении имеются два продуктивных горизонта, связанных с юрскими песчаниками. Основной продуктивный пласт минимальной мощностью 90 м залегает на глубине 2 440 м. На 300 м ниже этого горизонта залегает второй, мощностью 15 м. Извлекаемые запасы месторождения составляют 120 млн т, полностью оно пока не оконтурено.
В этом же районе находится месторождение Клеймор , расположенное в 24 км западнее.
Весьма ограниченными запасами обладают месторождения Брим и Бристлинг , расположенные на востоке Норвежской впадины в норвежском секторе. Продуктивные горизонты в них залегают на глубинах более 4 км.
Помимо нефтяных и нефтегазовых месторождений в Норвежской нефтегазоносной области известно газоконденсатное месторождение Код, газовое Ломонд и др. Они имеют залежи в нижнетретичных отложениях и являются относительно небольшими по размерам.
Восточно-Шетландская нефтегазоносная область является наиболее северной в Северном море и открыта в 1972–1973 гг. Она совпадает с Восточно-Шетландским трогом. По площади эта область значительно меньше описанных, но имеет наибольшие запасы нефти и газа. В настоящее время здесь открыто более 15 месторождений нефти и газа, продуктивные горизонты которых находятся в cpeднeюрских и палеоценовых отложениях. Наибольшее число крупных месторождений расположено в северной части Восточно-Шетландского трога; они образуют группу месторождений Брент, приуроченную к платформенному блоку одноименного названия. На этом участке, расположенном к восток-северо-востоку от Шетландских островов, известно 10 месторождений нефти, общие извлекаемые запасы которых составляют около 1,5 млрд т. Все они, за исключением месторождения Статфиорд, находятся в британском секторе Северного моря. Открытые месторождения в этом районе расположены буквально одно возле другого, и зачастую неясно, являются ли месторождения самостоятельными или представляют собой единую залежь.
Рассматриваемую область в настоящее время нельзя считать полностью изученной. В начальной стадии находится разведка норвежского сектора, а в британском еще несколько структур не введено в разведку. Несмотря на суровые климатические условия, в этом районе ведутся весьма активные поиски нефти.
Одним из наиболее крупных месторождений Северного моря является месторождение Брент . В структурном отношении оно размером 20×8 км. Эта складка выражена в третичных и меловых породах, а по юрским и нижележащим отложениям представляет собой приподнятый блок, ограниченный с запада и востока разрывными нарушениями. Меловые отложения залегают несогласно на юрских породах в результате размыва, имевшего место в киммерийское время. Основные коллекторы представлены юрскими песчаниками. Эти отложения залегают на глубине 3–3,5 км. В юре имеется несколько горизонтов. Кроме того, предполагаются залежи углеводородов в отложениях от девона до карбона. Извлекаемые запасы нефти в юрских отложениях составляют около 350 млн т. Месторождение открыто в июне 1971 г. скважиной 211/29-1, которую долго не испытывали вследствие предстоявшего «четвертого раунда» выдачи лицензий; продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники (брент) мощностью приблизительно 240 м, пористостью 7–37 %, проницаемостью до 8 Д, нижнеюрские – рэтские песчаники (статфиорд) мощностью 176 м, пористостью до 26 %. Песчаники «брент» содержат газ (этаж – 76 м) и нефть (этаж – 144 м); плотность нефти – 0,83 г/см 3 , газовый фактор 300 м 3 /т; песчаники «статфьорд»: этаж газоносности – 150 м; этаж нефтеносности – 130 м; плотность нефти – 0,85 г/см 3 , газовый фактор 600 м 3 /т.
В непосредственной близости находится месторождение Найниан , напоминающее по своему строению месторождение Брент. Здесь также наблюдается складка в третичных отложениях над приподнятым блоком фундамента, тот же продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники; глубина их залегания около 3 км. Доказанные извлекаемые запасы этого горизонта – 180–270 млн т.
Месторождения Данлин и Тистл расположены непосредственно к северу от месторождения Брент. Они имеют сложное строение и, помимо продольных разломов, осложнены поперечными нарушениями, разбивающими единые структуры на ряд блоков. Продуктивным горизонтом здесь, как и на месторождении Брент, являются среднеюрские песчаники, эффективная мощность которых составляет 100–120 м. Основной нефтегазоносный горизонт залегает на глубине 2 700 м. Два других прослоя песчаника, залегающие в интервале 2 805–2 865 м, насыщены в основном водой с небольшим количеством нефти. Извлекаемые запасы месторождения Данлин – 100–150 млн т; приблизительно столько же сосредоточено на месторождении Тистл.
Неподалеку от месторождения Брент в 1974 г. было открыто месторождение Статфиорд (рис. 2.8) в норвежском секторе Восточно-Шетландского трога. Это гигантское месторождение на шельфе Северного моря находится в разработке уже более 30 лет. По строению оно напоминает месторождение Брент. Здесь продуктивны средне- и нижнеюрские песчаники. Первая нефть была добыта 24 ноября 1979 г. Остаточные извлекаемые запасы хотя и невелики по сравнению с начальными запасами месторождения, но в сравнении с вновь открываемыми залежами на шельфе Северного моря выглядят впечатляюще.
Вследствие работ по ремонту скважин, дополнительному разбуриванию месторождения и применению метода попеременной закачки воды и газа нефтеотдача в целом по месторождению повысилась с запланированных ранее 48 % до текущих 66 %. Эксплутация месторождения Статфиорд будет продолжаться вплоть до 2020 г., несмотря на некоторые сложности.
В пределах северной части Восточно-Шетландской впадины известны и более мелкие месторождения – Корморант, Алвин, Магнус и др. Их извлекаемые запасы меньше запасов описанных месторождений (за исключением месторождения Корморант), оценка которых колеблется от 13 до 100 млн т. Эти месторождения также связаны со среднеюрскими отложениями, а складки имеют блоковое строение. В южной части Восточно-Шетландского прогиба находится крупное газоконденсатное месторождение Фригг. Это большое куполовидное поднятие дотретичных пород площадью 175 км 2 . Продуктивным горизонтом являются песчаники палеоцена, 
Рис. 2.8. Схема строения месторождения Статфиорд
коллекторские свойства которых близки коллекторским свойствам палеоценовых отложений месторождения Фортис. Глубина залегания продук тивного горизонта в своде структуры 1 800 м. Эффективная мощность палеоценовых отложений 130 м. Запасы газа около 300 млрд м 3 , газоконденсата 100 млн т. Не совсем ясно, почему в Восточно-Шетландском прогибе одни структуры являются газонасыщенными, а другие нефтенасыщенными. Возможно, газоносность поднятия Фригг обусловлена тем, что газовое месторождение расположено над зоной развития мезозойских отложений, имеющих значительную мощность и глубину погружения. Благодаря этому здесь углеводороды образуются в зоне высокого давления и находятся в газообразном состоянии. При миграции вверх они не меняют фазового состояния.
В 2004 г. добыча газа на североморском месторождении Фригг прекращена. За 26 лет эксплуатации месторождения добыто 190 млрд м 3 . Истощение месторождения предсказывали еще в конце 1980-х гг., но внедрение более совершенной технологии добычи помогло продлить срок жизни месторождения. Непосредственно южнее расположено месторождение Хеймдал с продуктивными горизонтами в палеоцене. Глубина залегания продуктивного горизонта – 1 800–2 130 м, его мощность – около 180 м. Промышленные притоки газа были получены непосредственно к северу и востоку от месторождения Фригг. Таким образом, в этом районе можно ожидать открытия нескольких газовых и газоконденсатных месторождений.
В южной части Восточно-Шетландского прогиба кроме газоконденсатных открыты нефтяные месторождения. К их числу относится месторождение Берил с извлекаемыми запасами 70–80 млн т и блок 2/5 с запасами 50–70 млн т, расположенные в британском секторе. Притоки нефти были получены также в блоке 2/5 норвежского сектора, непосредственно к югу от месторождения Хеймдал.
Изложенные данные свидетельствуют, что Северное море является довольно крупной нефтегазоносной провинцией (табл. 2.3). Разведанные геологические запасы оценивались в 9,6 млрд т условного топлива (с использованием коэффициентов пересчета по угольному эквиваленту). Извлекаемые запасы составляли более 25 трлн м 3 газа и около 3 млрд т нефти и конденсата. Как уже указывалось, эти ресурсы сосредоточены в широком стратиграфическом диапазоне – от перми до палеогена. Стратиграфическое распределение запасов показывает, что около половины разведанных геологических запасов приурочено к юрским отложениям, приблизительно по 20 % – к пермским (ротлигендес) и палеоценовым, а остальные запасы – к верхнемеловым (датский ярус) и триасовым. Если рассмотреть распределние по площади, то видно, что более 50 % запасов нефти (геологических и извлекаемых) сосредоточено в Восточно-Шетландской впадине, наложенной на древнюю погребенную зону поднятий каледонского возраста. Около 50 % запасов газа приурочено к отложениям ротлигендеса и сосредоточено в Англо-Германской впадине. Здесь основные наиболее крупные месторождения связаны с бортовой зоной Англо-Брабантского массива. К настоящему времени большая часть разведанных запасов углеводородов находится в британском секторе Северного моря. На него приходится около 80 % разведанных извлекаемых запасов нефти и более половины запасов газа. Затем большие темпы были достигнуты в Норвежском секторе Северного моря.
Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.
НГК характеризуются следующими показателями:
1) литологическим составом и возрастом пород;
2) толщиной и площадью распространения (объёмом);
3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;
4) гидрогеологическими условиями;
5) генетическими и морфологическими типами ловушек;
6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.
По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.
Классификации нефтегазоносных комплексов . Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.
По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.
Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.
Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.
В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.
По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.
Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.
К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.
Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.
К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).
К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.
В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.
В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.
В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.
Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:
1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;
2) наличие единых главных источников УВ;
3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;
4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;
5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.
Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.
– природная маслянистая жидкость, имеющая специфический запах и состоящая из сложной смеси углеводородов. Эта жидкость является одним из наиболее ценных полезных ископаемых, без которой невозможно представить современный топливно-энергетический комплекс. Вместе с нефтью в недрах земли обычно образуется природный газ, который является самым дешевым видом топлива.
Россия обладает большими запасами нефти и газа и входит в число мировых лидеров по их добыче. По запасам нефти Россия занимает 8 место в мире. По данным на 2013 год ее запасы составили 93.03 млрд. баррелей или 12.74 млрд. тонн.
По запасам природного газа Российская Федерация занимает первое место в мире. Ее разведанные запасы на 2013 год оцениваются примерно в 46.7 трлн. кубических метров. Это составляет около 32% всех мировых запасов.
Российские месторождения нефти и газа
Месторождения нефти и газа расположены крайне неравномерно. В России основные месторождения нефти и газа расположены в Западной Сибири, на Дальнем Востоке и в российской Арктике.
Общее количество нефтяных месторождений в России превышает 2 000, а наиболее крупными являются:
- Самотлорское;
- Ромашкинское;
- Приобское;
- Лянторское;
- Федоровское.
Самое крупное российское нефтяное месторождение – Самотлорское . здесь оцениваются в 7.1 млрд. тонн. Это 6-ой показатель в мире. Среднесуточная добыча составляет около 70 000 тонн в сутки. Нефть извлекается с глубины 1.6 – 2.4 км.
Самотлорское нефтяное месторождение расположено в Ханты - Мансийском АО, а свое название получило от озера Самотлор. Разработка этого месторождения началась в 1965 году и за все время эксплуатации было добыто 2.63 млрд. тонн. Сейчас на Самотлорском месторождении добычу ведет российская нефтегазовая компания «Роснефть».
Ромашкинское месторождение – второе по величине в России, его запасы составляют около 5 млрд. тонн. Расположено это месторождение в республике Татарстан и эксплуатируется с 1948 года. Это одно из старейших месторождений РФ, которое до сих пор эксплуатируется.
Среднесуточная добыча составляет 15 200 тонн в сутки. А за все время из этого месторождения было извлечено более 3 млрд. тонн. нефти. Добыча ведется с глубины 1600-1800 метров, разработку ведет нефтяная компания «Татнефть».
Приобское месторождение, открытое в 1982 году, как и Ромашкинское имеет запасы нефти около 5 млрд. тонн. Оно расположено в Ханты-Мансийском АО и на сегодняшний день является самым крупным в России по показателю среднесуточной добычи. За день здесь добывается около 110 000 тонн нефти. Добыча ведется с глубины 2.3 – 2.6 километра, а разработку ведут российские компании «Роснефть» и « ».
Лянторское месторождение занимает 4 место в России по запасам нефти – около 2 млрд. тонн. При этом оно является нефтегазоконденсатным и запасы природного газа здесь составляют около 250 млрд. куб. м. Открыто месторождение было в 1965 году, а эксплуатация началась в 1978. Ежедневно извлекается 26 000 тонн нефти с глубины около 2 км. Работы ведет компания «Сургутнефтегаз».
Федоровское месторождение также, как и Лянторское находится в Ханты-Мансийском АО. Месторождение эксплуатируется с 1971 года и за время эксплуатации было извлечено 0.571 млрд. тонн нефти. Общие запасы оцениваются в 1.8 млрд. тонн. Среднесуточная добыча составляет 23 000 тонны, разрабатывает месторождение компания «Сургутнефтегаз».
Интересные факты:
- Из 5 крупнейших российских нефтяных месторождений 4 находятся в Ханты-Мансийском АО. Неудивительно, что этот округ является главным «донором» федерального бюджета.
- Из рабочих поселков, построенных возле месторождений очень часто выростают целые города. Самотлорское месторождение дало толчок развитию Нижневартовска (население 267 000), Ромашкинское – Лениногорску (население около 70 000), Лянторское – Лянтору (население 40 000).
Самые крупные газовые месторождения РФ, как и нефтяные находятся в Западной Сибири. И хотя Россия обладает самыми большими мировыми запасами «голубого топлива», крупнейшее месторождение находится в Персидском заливе в территориальных водах Ирана и Катара и носит название Северное/Южный Парс.
Пятерка крупнейших российских газовых месторождений России выглядит так:
- Уренгойское;
- Ямбургское;
- Бованенковское;
- Ленинградское;
- Русановское.
Уренгойское газовое месторождение крупнейшее в России, обладает запасами газа около 10.2 трлн. куб. м. Расположено месторождение в Ямало-Ненецком АО, добычу ведет компания «Газпром».
Ямбургское месторождение также находится в Ямало-Ненецком округе. Общие запасы газа составляют 5.242 трлн. куб. м. Это второй показатель в России и 5-й в мире. Разрабатывает месторождение ОАО «Газпром».
Бованенковское , Ленинградское и Русановское газовые месторождения находятся в Карском море, разработку ведет «Газпром». Запасы газа оцениваются в 4.4, 4 и 4 трлн. куб. м. соответственно.
Нефтегазовая промышленность РФ
Нефтегазовую промышленность России можно разделить на три основных отрасли: добыча, транспортировка, переработка. Крупнейшие российские компании, занятые в нефтегазовой сфере, осуществляют не только добычу полезных ископаемых, но и доставку энергоносителей по трубопроводам конечному потребителю. Кроме этого в их структуру входят заводы по газо- и нефтепереработке.
Газовая отрасль промышленности одна из самых молодых. Ее бурное развитие началось в 60-х – 70-х годах прошлого столетия. Большой спрос на «голубое топливо» вызван его дешевизной. Ведь добыча газа в среднем в 2 раза дешевле добычи нефти и почти в 12 раз дешевле добычи каменного угля.
Помимо добычи, переработки и транспортировки, важную роль в газовой промышленности играет хранение топлива. Для этих целей создаются специальные подземные хранилища, которые вмещают миллиарды кубических метров газа. В России располагается 26 подземных газовых хранилищ. Самое вместительное из них – Касимовское, расположенное в Рязанской области, его объем составляет около 11 млрд. куб. м. Из подземных газовых хранилищ природный газ распределяется и транспортируется потребителям. На сегодняшний день в России функционирует около 153 000 км. газопроводов.
В России находится самое крупное в мире по переработке природного газа – Оренбургский газоперерабатывающий завод. Его мощность составляет 15 млрд. нормальных метров кубических в год. (нормальный кубический метр – объем природного газа измерянный при «нормальных» условиях - давление 760 мм рт. ст и температура 0 градусов Цельсия). Кроме него действуют Астраханский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, Уренгойский завод по подготовке газового конденсата к транспортировке и еще несколько десятков более мелких предприятий.
Нефтеперерабатывающая промышленность России представлена 32 крупными предприятиями, и 80 мелкими НПЗ с общей производительностью более 300 млн. тонн. НПЗ расположены в основном, в европейской части России. Это объясняется ценой транспортировки жидкого топлива, ведь транспортировать сырую нефть значительно дешевле, поэтому НПЗ построены на концах нефтепроводов и возле главной водной артерии европейской части России – Волги.
За 2014 год российскими НПЗ было произведено:
- Автомобильных бензинов – 38.29 млн. тонн;
- Дизельного топлива – 77.24 млн. тонн;
- Мазута – 78.36 млн. тонн;
- Авиационного керосина – 10.85 млн.тонн
Крупнейшими нефтеперерабатывающими заводами РФ являются: Киришский НПЗ (мощность 22 млн. тонн/год), Омский НПЗ (мощность 21.3 млн. тонн/год), Лукойл-Нижегороднефтеоргси́нтез (мощность 19 млн. тонн/год), Ярославнефтеоргсинтез (мощность 14 млн. тонн/год).
Влияние нефтегазовой отрасли на экономику России
Нефтегазовая отрасль является важнейшим источником доходов для российского бюджета. Поэтому влияние ее на экономику страны огромно. Несмотря на заявления правительства о снижении доли доходов бюджета от нефтегазового сектора, в 2014 году они составили 48% всех доходов. Также продолжается увеличение добычи нефти, и сейчас по этому показателю Россия занимает 2-е место в мире уступая только Саудовской Аравии.
Нефть и нефтепродукты являются главной статьей российского экспорта, около 49% от всего объема. Федеральный бюджет РФ планируется с учетом цен на нефть. А кроме этого нефтегазовая отрасль является доминирующей во многих регионах Российской Федерации.
Специалисты видят только один путь избавления зависимости российского бюджета от нефтегазового сектора – диверсификация экономики. Развитие перспективных отраслей промышленности, с использованием новейших технологий, такие как авиастроение и ракетостроение. Для этого есть все предпосылки, так как имеется материальная база, состоящая из крупных предприятий военно-промышленного комплекса.
Но быстро перестроить экономику не удастся, ведь курс на импортозамещение, взятый правительством РФ и введенные , предполагают экспортирование только необходимых для Европы российских энергоносителей. Которые еще, долгое время будут давать основную часть государственных доходов.
Крупнейшие российские компании нефтегазовой промышленности
Нефтегазовой отрасли принадлежит лидирующая роль в российской экономике. И поэтому неудивительно, что самые крупные компании страны работают именно в этой сфере. В газовой отрасли несомненным лидером является ОАО «Газпром», а в тройку крупнейших нефтяных компаний России входят «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз».
ОАО «Газпром» крупнейшая российская компания имеющую монополию на продажу трубопроводного газа. Газпрому принадлежит более 150 000 километров газопроводов в России и за ее пределами. Это самая крупная газотранспортная система в мире. ОАО «Газпром» контролирует более 94% всей добычи российского природного газа.
Общий оборот Газпрома в 2013 году составил 5.243 трлн. рублей. Чистая компании оценивается в 811.5 млрд. рублей. В структуре Газпрома работает более 430 000 человек.
Текущая стоимость акции Газпрома на Московской бирже составляет 145.33 рубля. В обращении находится почти 23 млрд. акций компании. составляет 36.43 рубля. Фондовый индекс акций ОАО «Газпром» на Московской бирже - GAZP.
ОАО «Роснефть» - крупнейшая российская компания по добыче и переработке нефти. Роснефть ведет добычу на самом крупном российском месторождении России – Сомотлорском. В структуру компании входят 9 крупных НПЗ, общей перерабатывающей мощностью 77.5 млн. тонн в год.
Общий оборот компании в 2013 году составил 4.7 трлн. рублей. оценивается в 551 млрд.рублей. Роснефть крупнейший РФ, за 2013 год во все инстанции было перечислено более 1.7 трлн. рублей. В компании работает более 170 000 сотрудников.
На Московской бирже акции Роснефти имеют фондовый индекс ROSN, текущая стоимость акции – 243.20 рубля. Прибыльность акции составляет 32.84 рубля. В обращении находятся 10. 598 млрд. акций.
ОАО «Лукойл» - российская нефтяная компания работающая на рынке с 1991 года. До 2007 года Лукойл был лидером по добыче нефти в России, уступив это место Роснефти, после поглощения этой компанией ЮКОСа. Лукойлу принадлежат 4 крупных нефтеперерабатывающих завода, с мощностью переработки – 45.6 млн. тонн.
В 2013 году оборот компании составил 141.5 млрд. долларов США, чистая прибыль при этом составила 7.8 млрд. $. В компании работает 151 400 сотрудников.
Фондовый индекс акций компании «Лукойол» на Московской бирже – LKOH. Текущая стоимость одной акции – 2 485.9 рублей. Доходность составляет 346.27 рублей, а в обращении находится 754 866 000 акций компании.
ОАО «Сургутнефтегаз» крупнейшая нефтегазовая компания, штаб-квартира которой расположена не в Москве. Компания владеет крупнейшим российским НПЗ – Киришским. Добыча нефти производится на Лянторском и Федеровском месторождениях.
Общий оборот компании в 2013 году составил 814.2 млрд. рублей, а чистая прибыль оценивается в 256.5 миллиардов. Количесвто сотрудников компании – 109 тысяч человек.
На Московской бирже акции ОАО «Сургутнефтегаз» обозначены индексом SNGS. В обращении находится более 35.7 млрд. акций. Текущая стоимость – 33.435 рубля, прибыль на акцию – 6.42 руб.
Будьте в курсе всех важных событий United Traders - подписывайтесь на наш
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Российские и зарубежные месторождения нефти
Ни для кого не является секретом, что нефть, наряду с природным газом – это основной энергоресурс современного мира. Купить нефть стремятся все страны, не имеющие собственных запасов, так как нефтепродукты, изготавливаемые из этого полезного ископаемого, широко используются во всех отраслях мировой экономики в качестве моторного и котельного топлива, сырья для предприятий нефтехимии и так далее. Поэтому нефть еще часто называют «черным золотом».
Добывается черное золото из специальных нефтеносных пластов естественного происхождения, называемых коллекторами. Скопление коллекторов со значительными запасами сырье называется нефтяным ли газовым месторождением.
Такие месторождения разбросаны по всему миру.
Нефть вместе с природным газом нередко залегают в одном коллекторе, и поэтому во многих случаях добываются они из одной и той же горной выработки, которая называется скважина. Основные запасы черного золота могут располагаться на глубинах от одного до трех километров от земной поверхности, но достаточно часто нефть находят как у самой поверхности земли, так на больших глубинах (больше шести километров). Как мы уже упоминали ранее, крупнейшие нефтяные месторождения рассредоточены по разным частям света, и карта их весьма обширна.
Самые крупные по своим запасам залежи этого ценного энергоресурса сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Кувейт), а также в США, Иране и России.
Стоимость разработки месторождений нефти и газа довольно высока, и далеко не всем обладающим запасами этих углеводородов странам по карману самостоятельно проводить их добычу. Иногда по этой причине месторождения продают иностранным компаниям за достаточно невысокую цену.
Скажем сразу – далеко не все нефтеносные коллекторы могут называться месторождениями. Например, если объемы запасов полезных ископаемых невелики, то тратиться на разработку таких коллекторов невыгодно с экономической точки зрения. Поэтому нефтяным месторождением называется совокупность нефтеносных площадей, которые расположены недалеко друг от друга на определенной территории. Площадь месторождения может варьироваться от нескольких десятков до нескольких сотен квадратных километров.
По объемам своих природных ресурсов все месторождения условно делятся на пять категорий:
- мелкие, чьи объемы менее десяти миллионов тонн добываемой нефти;
- средние: количество запасов от десяти до ста миллионов тонн (например, такие месторождения, как Верхне-Тарское, Кукмоль и так далее);
- крупные – запасы находятся в диапазоне от ста миллионов до одного миллиарда тонн (Правдинское, Каламкас и прочие);
- крупнейшие (по-другому – гигантские) – от одного до пяти миллиардов тонн черного золота (Ромашкинское, Самотлорское и другие);
- уникальные (супергигантские) – больше пяти миллиардов тонн (к таким месторождениям относятся Аль-Гавар, Большой Курган, Эр-Румайла).
Стоит сказать, что не все обнаруженные нефтяные залежи можно отнести к той или другой категории месторождений. Например, некоторые разведанные коллекторы содержат в себе не больше ста тонн углеводородного сырья, и разрабатывать их экономически нецелесообразно.
Российские нефтяные месторождения
На данный момент на территории нашей страны разведано больше двадцати мест, где ведется активная добыча черного золота.
Стоит сказать, что год от года число найденных месторождений возрастает, но из-за нынешних крайне низких нефтяных котировок поиск и разведка новых залежей экономически невыгодна. Каждое новое месторождение нефти требует колоссальных капитальных вложений на свою разработку, а таких денег у нефтяных компаний в настоящее время нет. В особенности это касается месторождений малой и средней категории.
Большая часть действующих российских нефтяных промыслов сосредоточена в Западной Сибири и севернее, вплоть до арктического шельфа.
Разработка ведется в сложных климатических условиях, однако объемы запасов этих месторождений делают затраты на неё оправданными. Однако, нефть мало добыть, её еще нужно переработать в готовые к применению нефтепродукты. Это также является проблемой, поскольку многие новые месторождения открыты в таких местах, где нет соответствующей перерабатывающей инфраструктуры, и доставка сырья с этих промыслов до действующих НПЗ требует колоссальных материальных затрат.
Основные месторождения нефти России – это Самотлор, Ромашкинское, Правдинское и так далее, находящиеся в Западной Сибири, где достаточно давно, и запасы крупнейшего в РФ Самотлорского месторождения уже изрядно истощены.
Отдельно хочется сказать об Уренгойском газонефтяном месторождении. В мировом рейтинге ему отводится почетное второе место. Запасы природного газа этого промысла оцениваются почти в десять триллионов кубометров. а нефтяного сырья – примерно на 15-ть процентов меньше. Расположены эти залежи в Тюменской области и в ЯНАО (Ямало-Немецкий автономный округ).
Своим названием это месторождение обязано небольшому поселению Уренгой, расположенному поблизости от этой территории. Открыли эти залежи в 1966-ом году, и поселение сразу превратилось в небольшой городок, а затем на этом месте вырос город с тем же названием Уренгой. Первую продукцию скважины здесь начали давать в 1978-ом году и работают они до сих пор.
Стоит упомянуть и о Находкинском газовом месторождении.
Запасы его скромнее уренгойских («всего» 275 миллиардов кубометров природного газа), однако нефти на этой территории достаточно большое количество. Хотя открыто это месторождение было еще в 1976-ом году, промышленная разработка началась гораздо позже, и первую продукцию здесь получили только в 2004-ом.
Другие залежи российской нефти
Туймазинское нефтяное месторождение было открыто еще в 1937-ом году, когда началось освоение Волго-Уральской нефтеносной провинции. Свое название оно получило от башкирского города Туймазы, расположенного неподалеку. Этот промысел отличает относительно неглубокое залегание продуктивных пластов (от одного до двух километров от земной поверхности).
До сих пор эта нефтеносная территория по своим разведанным запасам находится в числе пяти крупнейших российских нефтеносных промыслов. Промышленная добыча здесь началась во время Великой Отечественной войны, в 1944-ом году, и весьма успешно продолжается до настоящего времени. Площадь территории Туймазинских нефтепромыслов достаточно велика – 800 квадратных километров.
Применение передовых для того времени технологий нефтедобычи привело к тому, что основные запасы углеводородного сырья были извлечены здесь в течение двух десятков лет, поскольку применение таких передовых методик добычи позволяло поднимать из продуктивных пластов девонского геологического периода на 45-50 процентов больше нефтяного сырья, чем с применением классических методик того времени. Однако со временем выяснилось, что запасов черного золота на этой территории гораздо больше, чем предполагалось вначале, и новые современные добывающие технологии позволили продолжать эффективную разработки здесь до настоящего времени.
Также достойны упоминания такие российские месторождения, как Ванкорское и Ковыктинское.
Ковыктинское расположено в Иркутской области Российской Федерации, на высокогорном плато в окружении нетронутой человеком густой тайги. Интересно, что изначально здесь были открыты залежи природного газа и газовых конденсатов, добычу которых и наладили в первую очередь. Однако со временем были обнаружены и нефтеносные слои, запасы которых оказались весьма богатыми.
Ванкорские углеводородные промыслы сосредоточены в северных районах Красноярского края. Этот район также не является чисто нефтяным, поскольку тут добывают и значительные объемы природного газа, называемого еще «голубым топливом».
По оценкам специалистов, нефтяные запасы этой территории насчитывают около двухсот шестидесяти миллионов тонн, а газовые находятся в пределах девяноста миллиардов кубометров. Здесь работают 250 добывающих скважин, а полученная продукция транспортируется по Восточному магистральному трубопроводу.
Ковыктинское месторождение
Разумеется, не только Россия располагает запасами углеводородов в большом объеме. Много месторождений, находящихся в других странах, имеют громадные запасы этого ценного ресурса.
Мировым лидером по мировой нефтедобыче является Саудовская Аравия, находящаяся на берегу Персидского залива.
Запасы одного только месторождения Гавар оцениваются в 75-85 миллиардов баррелей черного золота. Разведанные залежи такого государства, как Кувейт, оцениваются от 66-ти до 73-х миллиардов баррелей. Иран обладает значительными резервами черного золота (по мнению некоторых специалистов, до ста миллиардов баррелей).
Западная канадская провинция Альберта является крупнейшей нефтеносной провинцией. Помимо того, что там добывают около 95-ти процентов канадского черного золота, так еще там есть большие природные запасы газа. Много нефти в США, Венесуэле, Мексике и в Нигерии.
В заключение хочется сказать, что каждый месяц в мире открывают минимум одно новое месторождение. Несмотря на то, что значение, например, угольных ресурсов (каменного и бурого угля)достаточно велико, все же оно несравнимо с важностью черного золота.
Месторождение Аль-Гавар в Саудовской Аравии
Да, это полезное ископаемое относится к невозобновляемым природным ресурсам, и его запасы постепенно истощаются. Человечество старается найти альтернативные источники энергии, но пока достойной замены углеводородам, увы, нет. И пока наша наука не нашла достойной альтернативы – нефть и природный газ будут оставаться важнейшими энергоресурсами планеты.
