Самотлорское месторождение в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. История открытия Самотлорского нефтяного месторождения

2. Геологическое строение Самотлорского нефтяного месторождения

3. Самотлор в наши дни

Заключение

Введение

Самотлоркое месторождение - крупнейшее в России и одно из самых крупных месторождений нефти в мире. Оно расположено в Ханты - Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска. Свое название получило благодаря расположенному рядом одноименному озеру. В переводе на русский «Самотлор» означает «мертвое озеро». Рыбаки, которые приходили на берега этого водоема, чтобы наловить рыбы, обнаруживали сотни килограммов мертвой рыбы, буквально выброшенной на берег. Именно мертвая рыба и дала повод хантам назвать озеро Мертвым. Впоследствии оказалось, что причиной гибели обитателей озера может являться газ. Когда в 1965 году здесь произвели геологические исследования, то установили, что под озером находятся колоссальные запасы углеводоров. Так было открыто знаменитое Самотлорское месторождение, которое является одним из крупнейших в мире по запасам нефти. После этого открытия сюда пришли нефтедобытчики, а близлежащие населенные пункты стали активно развиваться.

Датой открытия принято считать 29 мая 1965 год - когда забил первый нефтяной фонтан, но полномасштабная разработка началась только в 1969 году, после того как были раскрыты подземные кладовые Западной Сибири. Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. На данный момент добыто 2,7 млрд тонн.

Рис.1. Карта Западно-сибирской нефтегазоносной провинции.

1. История открытия Самотлорского нефтяного месторождения.

Искать углеводороды в Тюменской области начали не случайно. Еще в царской России были известны случаи, когда люди находили целые фонтаны черной вязкой жидкости. А еще в XVIII веке сосланный в Тобольск хорватский ученый и общественный деятель Юрий Крижанич писал о выходе спутников нефти - битумных сланцев в бассейне реки Оби. Шведский капитан Страленберг, участвовавший в экспедиции Д.Г. Мессершмидта писал в изданной в 1730 году книге "Северная и восточная часть Европы и Азии" о нахождении на Иртыше горючего битуминозного материала. Выдающуюся роль в открытии нефтегазоносных богатств Западной Сибири сыграл основоположник советской нефтяной геологии, академик Иван Михайлович Губкин. В 1932 году им была выдвинута рабочая гипотеза о существовании нефтяных месторождений в районе Западно-Сибирской низменности. И.М. Губкин активно добивался развертывания здесь комплексных нефтегеологических исследований. Однако на протяжении еще двух десятилетий работы по поиску нефти в этом районе не давали ожидаемых результатов.

А результаты были нужны - к 1960 году нефтяная промышленность страны начала давать сбои. Центром ее были кавказские месторождения и промыслы Баку. Но азербайджанская нефть добывалась уже давно, а кавказские скважины серьезно пострадали от советских войск, которые проводили на них диверсии, чтобы те не достались немцам. Нефть начинала использоваться все шире - от банального бензина, до соединений для химии и производства новых видов топлива. В итоге, было принято решение идти на восток.

За основу освоения региона был взят принцип одновременного создания основных отраслей специализации, производственной и социальной инфраструктуры, строительства городов. То есть, при освоении нефтяных богатств Тюменской области решили строить города близь крупных месторождений, благо, их было очень много. Можно было, конечно, опереться на опыт Канады и США. Градостроительная практика на Севере Западной Сибири принципиально отличалась от зарубежной. В отличие от Зарубежного Севера, где положительным считался сам факт проектирования и застройки необжитой территории, дававший возможность архитекторам использовать новые неординарные градостроительные решения, в условиях Севера Западной Сибири применить их было достаточно сложно. При подготовке генеральных проектов опыт «черпался» не из лучших мировых достижений архитектуры, используемых при застройке Севера Канады, а из проектов районов Поволжья, Татарии и Башкирии, которые по своим характеристикам отличались от осваиваемых районов Севера Западной Сибири. Заимствование приемов застройки средней полосы страны и нефтяных районов Поволжья было вряд ли приемлемым из-за разницы природно-климатических условий.

В 1963 году вышло постановление Совета Министров СССР "Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области. Началась подготовка пробной эксплуатации разведанных запасов, а они к 1964 году насчитывали около 300 миллионов тонн нефти и 176 миллиардов кубометров газа на 8 нефтяных и 2 газовых месторождениях. Объемы, о которых раньше и не думали, стали реальностью и на Восток потекли реки рабочих, чтобы осваивать эти богатства. Но главное открытие ждало впереди.

Началось с того что в январе 1965 года, по собственной инициативе, группа геологов под командованием Г.И Норкина решила на провести экспедицию к озеру Саматлор. Но из-за суровой зимы экспедиция была перенесена на весну. В мае проводятся работы по возведению первой разведочной скважины. 29 мая забил первый мощный фонтан нефти. Группа, пробурившая скважину, тогда еще не знала, что открыла самое крупное месторождение в России.

22 июля того же года начальник Мегионской нефтеразведочной экспедиции Владимир Абазаров и главный геолог Модест Синюткин отправили начальнику Тюменского Геологического управления Юрию Эрвье телеграмму об открытии Самотлорского нефтянного месторождения. Как было сказано в телеграмме, “ в интервале 1693-1736 метров получен фонтан безводной нефти с визуальным суточным дебитом 1000 кубометров”.

После полученной телеграммы СССР взял курс на срочное решение проблем промышленной добычи сибирской нефти и ее транспортировки на перерабатывающие заводы. Уже к середине 60-х годов в Ханты - Мансийском округе родилась новая отрасль промышленности - нефтегазодобывающая.

Расцвела вахта, которая и сейчас популярна в этих районах. Одним из первых основные рекомендации по градостроительному освоению с учетом широкого использования вахтовых методов при эксплуатации нефтяных месторождений Среднего Приобья предложили свердловские архитекторы. Выполненная ими работа «Планировка, застройка, инженерное оборудование городов и поселков в нефтегазоносных районах Тюменской области» (1969 г.) определила три типа поселений: 1) вахтенные поселки; 2) постоянные рабочие поселки и малые города (10-40 тыс. населения); 3) средние и большие города (150-200 тыс. населения) - районные центры. В зависимости от состава и плотности населения были выделены принципы и характер застройки для каждого типа поселений. В процессе проектирования рекомендовалось выделять динамические структуры генеральных планов для разных этапов строительства.

В июне 1974 года на месторождении была получена 100-милионная тонна нефти. В этом же году Самотлор вышел на добычу 100 тысяч тонн нефти в сутки, а близ Нижневартовска был сдан в эксплуатацию первый газоперерабатывающий завод (ГПЗ-1).

Рис.2 Нижнивартовские балки

самотлор нефть месторождение геология

3 октября 1975 года на Самотлоре была добыта 200-милионная тонна нефти. А годовая добыча по месторождению к этому времени составляла 130 млн тонн. В этом же году в честь десятилетия Самотлора возле легендарной скважины Р-1 была установленна памятная стена с именами всех первооткрывателей.

Рис. 3 Скважина Р-1

В дальнейшем в 80-е годы были добыты и первая, и вторая миллиардная тонна нефти. Восьмидесятые годы стали временами великих трудовых побед и свершений, временем колоссальных изменений во всех сферах жизни Нижнивартовска. Но тогда же стало все более отчетливо проявляться откровенно потребительское отношение руководства страны к нефтяникам Западной Сибири. Сибирские месторождения и, прежде всего, Самотлор были той “дойной коровой”, которая помогла извлекать советской номенклатуре гигантские сверхдоходы для социалистического государства. А затем - тратить их на самые разные нужды: от бороны страны до поддержки прокоммунистических режимов по всей планете. За время разработки месторождение принесло в бюджет около $245 млрд, затраты на освоение и эксплуатацию при этом не превысили $27 млрд.

2. Геологическое строение Самотлорского нефтяного месторождения

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. С точки зрения геологии, оно находится в центральной части Нижневартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе 2220 м имеет размеры 32x40 км, амплитуду 150 м. В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB1-AB5), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная - 40-100 м. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 17,0--21,5 МПа.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н. Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н. Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантыйской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина. Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана (горизонт “Б”) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода.

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” (баженовская свита верхней юры) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выхолаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“.

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м. Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими. Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).

Мощность васюганской свиты 50-60 метров. Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров. Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.

На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326-370м. Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8. Общая мощность вартовской свиты - до 400м. Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1. Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м. Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м. Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Тип коллектора поровый, пористость 19-29%, проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м.

Начальные пластовые давления 16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м3. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом.

Таблица 1. Характеристика Самотлорской нефти

3. Самотлор в наши дни

Сегодня Самотлор меньше всего похож на обычное озеро. После полувекового непрерывного освоения вокруг него не осталось лесов -- сплошное болото, отсыпки, буровые установки и качалки. Водное пространство пересечено дамбами, насыпными дорогами и «кустами» (площадками под буровые установки), которые делят Самотлор на несколько самостоятельных водоемов и сотни более мелких прудов.

Рис. 4. Озеро самотлор. Фото с вертолета.

Заключение

Сегодня разработкой Самотлорского нефтяного месторождения занимаются крупнейшие предприятия нефтегазового комплекса: «Самотлорнефтегаз», «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», «ТНК-Нижневартовск» входящие в структуру «ТНК-ВР» совместного Российско-Британского предприятия (в 2013 году был выкуплен контрольный пакет акций компанией «РосНефть» и предприятие было периименовано), ОАО «СибурТюменьГаз», ООО «Юграгазпереработка», Славтэк (магазины, торговые центры, строительство, производство продуктов питания), «Подсолнух» (розничная торговля), ООО «Компэл Сервис»(КИПиА), ОАО МПК «Аганефтегазгеология» (добыча нефти и газа входит в структуру ОАО НК «РуссНефть»), НК «Магма» (входит в структуру ОАО «Газпромнефть»), Сибирский филиал «Башнефти», Нижневартовскбурнефть, «Интегра», «группа ERIELL», «Катобьнефть», также работают многие западные компании «Schlumberger», «Halliburton», «Weatherford», «Baker Hughes», «National Oilwell Varco», «Trican Well Service», «Champion Technologies» и другие. Также на территории района работают ОАО НК «Славнефть», ОАО «Сибнефтепровод».

Бизнес-единица «Самотлор» ТНК-ВР с координационным центром в Нижневартовске (ХМАО). Бизнес-стратегия БЕ «Самотлор» сегодня - повышение роли охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды, соблюдение условий лицензионных соглашений и повышение коэффициента извлечения нефти. С приходом нового менеджмента на предприятии прошла масштабная реструктуризация, проведенная с привлечением ведущих зарубежных аудиторских и консалтинговых компаний. Выработанные управленческие решения позволили снизить себестоимость продукции и улучшить экономические показатели. Была серьезно изменена запутанная структура управления, доставшаяся еще с советских времен, был сделан упор на умение профессионалов, долгие годы работавших на Самотлоре.

Сейчас ТНК-BP стремится к дальнейшему увеличению объемов добычи углеводородов, в том числе и за счет существенного повышения коэффициента извлечения нефти. Отдельной строкой компания планирует снижение затрат и увеличение стоимости активов. Достижение этих целей возможно лишь при широкомасштабном внедрении новых технологий добычи нефти и повышении эффективности геолого-технических мероприятий.

По прогнозам, на ближайшие 20 лет, реконструкция месторождения должна обеспечить стабилизацию добычи на уровне 35-36 млн тонн в год.

Размещено на Allbest.ru