Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Орогидрография

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Гидрогеология

Список использованной литературы

Введение

Известно, что роль нефти в современном мире исключительно велика, поскольку в основе всех отраслей производства лежит энергетика. Как показывает отечественный и зарубежный опыт, развитие производительных сил общества определяется ростом энерговооруженности труда. Научно-технический прогресс связан, прежде всего, с созданием и совершенствованием технических средств, вырабатывающих различные виды энергии, что ускоряет технический прогресс и развитие народного хозяйства в целом. Развитие и совершенствование энергетики в последние десятилетия происходило и происходит на базе все боле широкого применения нефти, газа и нефтепродуктов, которые в большей степени отвечают требованиям современной техники и технологии, наиболее экономичны. Форсированное развитие нефтяной промышленности привело к глубоким структурным изменениям в топливной промышленности мира. Вторая половина 20 века характеризуется бурным ростом потребления нефти - основного источника энергии в настоящее время. Среднегодовой прирост мирового потребления нефти составляет 7-8 процентов. В 1960 году в мире было потреблено около 1 млрд. тонн нефти, в 1968 году - 2 млрд. тонн, к 1980 году потребление ее достигло 3-3,2 млрд. тонн.

Об огромном внимании к развитию нефтяной промышленности свидетельствует тот факт, что общий рост добычи нефти в мире обусловливается не только ее интенсификацией в уже известных месторождениях, но и увеличением количества нефтедобывающих стран. Еще недавно нефть добывали в сравнительно ограниченном числе стран и не на всех континентах. К 1970-80-м годам их количество достигло 60, нефть получали на всех континентах, кроме Антарктиды.

Основное применение нефти - энергетическое топливо, сырье для получения моторных топлив и смазочных материалов. В последние годы значение нефти еще более возросло в связи с развитием нефтехимического производства. Из продуктов стабилизации нефти можно получить самые разнообразные синтетические материалы - ткани и кожзаменители, каучук и пластмассы, полиэтилен и многие другие продукты, которые используются для изготовления одежды, строительных элементов, деталей и механизмов и т. п., не уступающих, а иногда и превосходящих по качеству естественные материалы. В последнее время бурное развитие химической науки открыло возможность получения из нефти и газа пищевых продуктов, не уступающих по калорийности и вкусовым качествам естественным, различных стимуляторов роста, обеспечивающих повышение урожайности сельскохозяйственных культур и продуктивности животноводства.

О роли тюменской нефти в СССР говорить не приходится. На долю Тюмени от всей добытой нефти в СССР за период с 1960 по 1980-е гг. приходилось около 80%. Это говорит о значительном экономическом резерве этой области для всего бывшего СССР и современной России. Всё сказанное, а также недостаточная степень изученности истории освоения ресурсов Тюменского региона, свидетельствует об актуальности дипломной темы и необходимости дальнейшей работы по её исследованию. В данной работе рассмотрен период с 1960 по 1980-е года, когда добыча нефти в Тюменской области приобрела наибольший размах. Были сделаны важнейшие геологические открытия наиболее известных месторождений.

Сама работа состоит из трех глав: 1 - историография. В ней раскрываются вопросы изучения истории освоения нефтяных ресурсов территории Западной Сибири, проблемы организации геологических разведок, материал написан на основе документов, опубликованных в сборнике документов «Нефть и газ Тюмени в документах» за 1969 и 1974 гг., также проанализированы работы наиболее известных ученых-геологов; 2 - начало изучения освоения Тюменского региона; 3 - становление и развитие нефтедобычи Тюменского региона; 4 - Социальное освоение нефтегазодобывающих районов Западной Сибири.

В работе также использованы монографии известных ученых, занимающихся проблемой нефтегазоносности Западной Сибири, среди них важно отметить, Нестерова ИИ «Перспективы развития нефтегазодобывающей промышленности Тюменской области», 1970, Ганюшкина АИ «Технический прогресс и проблемы повышения эффективности производства в нефтедобывающей промышленности Западной Сибири», 1971, Смирнова НП «Глубинные горизонты», 1990, Судакова ВВ «Тюменская быль», 1989 и многих других.

Также в работе использованы труды ученых научно-исследовательских институтов, таких как «Гипротюменнефтегаз», работы которых были опубликованы в журнале «Проблемы нефти и газа Тюмени», а также работы научно-исследовательских конференций.

Основными целями и задачами работы являются: 1 - осветить вопросы историографии изучения вопроса о добыче нефти в Тюменской области; 2 рассказать о добыче нефти в Тюменской области в период с 1960-х по 1980-е годы. 3 - изложить аспекты социального развития региона Методологической основой исследования по данной теме является цивилизационный подход и принцип историзма при акцентировании проблемы истории региона в контексте эпохи Соответственно методами исследования являются историко-типологический и сравнительно-исторический.

геологический нефть сибирь тюменский

1. Общие сведения о месторождении

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор) -- крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд. т. (U.S. Geological Survey, 2000).

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6--2,4 км. Начальный дебит скважин 47--200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см, содержание серы 0,68--0,86%.

Пик добычи нефти (около 150 млн. т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие хищнической добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн. т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд. т нефти.

На 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд. т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день, предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу.

В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт ОАО «Самотлорнефтегаз», принадлежащее компании «ТНК-BP».

1.1 Орогидрография

Самотлор -- озеро в Ханты-Мансийском автономном округе. В переводе с хантыйского языка означает «мертвое озеро», «худая вода». Самое крупное месторождение Самотлорской группы. Озеро находится недалеко от посёлка городского типа Излучинск и города Нижневартовск. Под озером расположено Самотлорское нефтяное месторождение. Разделено отсыпками на несколько самостоятельных водоемов. Соединяется с рекой Вах.

Вах -- река в центральной части Западно-Сибирской равнины, правый приток Оби.

Течёт по восточной части Ханты-Мансийского автономного округа. Длина -- 964 км, площадь бассейна -- 76700 кмІ. Истоки на водоразделе бассейна Оби, Енисея и Таза, течёт среди заболоченной тайги. Питание реки снеговое и дождевое. Среднегодовой расход воды -- -- 504 мі/сек.

Притоки:

правые: Кулынигол, Сабун, Коликъеган

левые: Мёгтыгъёган

Впадает в Обь в 10 км выше Нижневартовска.

В бассейне реки много болот и заторфованных озёр. Около озера Самотлор находится одно из крупнейших в России месторождений нефти

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания.

Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения, не претерпела каких-либо существенных изменений по сравнению с данными отчета 1987 г. Поэтому ниже дается краткая характеристика стратиграфических подразделений.

Доюрские образования

Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система

Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220-250 м.

Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ₁).

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты - до 4 м.

Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20 м.

Меловая система

Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами.

Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ₁₄ до БВ₂₂, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ₈ - БВ_12. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ₈ и БВ₁₀. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса. Толщина отложений свиты: 326 - 370 м.

Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты БВ₇ и БВ_6. Пласт БВ₇ нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ₀, БВ₁, БВ₂) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м.

Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ₈, АВ₇ и АВ₆, с которыми связаны залежи нефти и газа. Верхняя часть подсвиты, характеризуется существенно большей песчанистостью, причем выделяемые в её разрезе пласты АВ_4-5 и АВ_2-3 имеют значительные эффективные толщины (свыше 50 м) и улучшенные коллекторские свойства песчаников и крупнозернистых алевролитов. Общая толщина вартовской свиты до 400 м.

Алымская свита состоит из двух частей. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами и выделяется в разрезе как пласт АВ₁, который в подошвенной части представлен менее глинистыми разностями (пласт АВ₁³), а в кровельной части более глинистыми и тонкозернистыми разностями пород сложной текстуры (пласт АВ₁^1-2). Верхняя подсвита, сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Общая толщина отложений алымской свиты достигает 80-85 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках (пласт ПК₁) залегает газовая залежь. Толщина свиты до 720 м.

Отложения верхнего мела представлены преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система

Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 м. Выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

1.3 Тектоника

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний - пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой -2350-2375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой -2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12 х 15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части - до 202'. По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ1, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой -1690 м, на западе и юго-западе - изогипсой - 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1045', амплитуда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В целом Самолотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе - 2220 м имеет размеры 32 - 40 км, амплитуду - около 150 м.

В результате переинтерпретации материалов был выявлен ряд малоамплитудных поднятий (Солнечная, Южно-Вильентовская, Ловинская, Турская, Санчинская, Западно-Черногорская, Ижевская). В рамках данной работы построение структурных карт по опорным и целевым горизонтам проводилось комплексом Mapping, включающим подпрограммы увязки сейсмической информации (to) по горизонтам, построение карт изохрон, скоростей, структурных поверхностей. Структурные сейсмические карты по группе пластов БВ, ЮВ1 и кровле баженовской свиты строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «Б» и соответствующей скоростной модели среды.

Структурные карты группы пластов АВ строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «М». Несмотря на разнородность сейсмического материала (от однократного МОВ с аналоговой записью до современных съемок 3Д МОВ ОГТ), увязанные карты изохрон имеют дисперсию ± 2.5 мс, что при средней скорости 3.5 км/с приводит к погрешности определения глубин ± 8.75 м. С учетом погрешности определения скоростей, минимальная погрешность определения глубин может быть оценена в ± 10 м. Данные сейсмических структурных построений использовались для определения абсолютных отметок структурных поверхностей между скважинами при их невысокой плотности, а также в краевых частях месторождения, не освещенных данными бурения. В отличии от ранее принятых методик (графики схождения глубин по данным ГИС и сейсморазведки) строились карты разницы между структурными отметками по ГИС и сейсморазведки. Карты невязок вычитались из структурных сейсмических поверхностей, что позволили получить практически нулевые невязки в точках положения скважин и повысить точность сейсмических построений в межскважинном пространстве.

1.4 Гидрогеология

По комплексу метеорологических факторов, определяющих загрязнение атмосферного воздуха, рассматриваемая территория относится к зоне умеренного потенциала загрязнения, т.е. характеризуется достаточно благоприятными условиями для рассеивания примесей. Река Обь и ее притоки относятся к рыбохозяйственным водоемам 1 категории. Подземные воды на территории месторождения отмечены трех типов:

- верховодный (0.3-1.4 м от поверхности).

- болотные воды имеют свободный уровень на глубине 0.0-0.4 м.

- грунтовые воды располагаются на глубине 2-3 м.

По химическому составу подземные воды относятся к гидрокарбонатно-кальциевой группе.

Самотлорское месторождение находится в подзоне подзолистых почв. Наблюдается для развития почв полугидроморфного и гидроморфного ряда, таких как:

- болотно-подзолистых, алювиально-болотных, болотно-торфяных.

Их характерными признаками является высокое содержание органических веществ, высокая гидролитическая кислотность, ненасыщенность основаниями, переувлажненность. Они обладают низким естественным плодородием и относятся к почвам самого низкого качества.

Список использованной литературы

1. Батурина М.В. Пресные подземные воды района Самотлорского месторождения нефти // Материалы Шестой Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна». Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2009. С. 125128.

2. Крапивнер Р.Б. Геологическое строение Тобольского Материка между городами Тобольск и Ханты-Мансийск // Материалы к проблеме позднего кайнозоя. Л.: НИИГА, 1969. С. 37-57.

3. Хубларян М.Г. Современные водные проблемы России и пути их решения // Водные проблемы на рубеже веков. М.: Наука, 1999. С. 5-10.

4. Нестеров И.И., Салтымов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. - М.: Недра, 1971. - 464с.

5. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1988 г. - 476 с.

Размещено на Allbest.ru