Природные битумы Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и перспективы их поисков и разведки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Самарский Государственный Технический университет»

Кафедра геологии и геофизики

Курсовая работа

на тему: Природные битумы Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и перспективы их поисков и разведки

по дисциплине: «Геология и геохимия нефти и газа»

Выполнил: Фёдоров А.И.

Проверил: Даниелян Б.З.

Самара 2013

Содержание

Введение

1. Расположение Волго-Уральского Бассейна

2. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Волго-Уральского бассейна. Перспективы освоения

3. Особенность пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории республики Татарстан

4. Перспективы и особенности залегания природных битумов на территории Самарской области

5. Особенности геологического строения битуминозных месторождений

6. Экологические проблемы разработки природных битумов

Заключение

Список литературы

Введение

За последние годы в мире наблюдается тенденция увеличения доказанных запасов за счет тяжелой и сверхтяжелой нефти, которая ранее при подсчете запасов не учитывалась.

Проблема освоения месторождений тяжелых нефтей (ТН) крайне актуальна для нашей страны, особенно в «старых» нефтедобывающих регионах на территории европейской части Российской федерации. Промышленное освоение ТН идет медленными темпами ввиду низкой рентабельности их освоения.

Известно, что ресурсный потенциал основных нефтегазоносных комплексов девонской и каменноугольной систем старых нефтегазодобывающих регионов - сокращается. Возрастают сложности с поисками и освоением нефтяных месторождений. Увеличивается стоимость геологоразведочных работ. Это обуславливает выбор новых перспективных направлений и объектов.

Привлекают внимание пермские отложения Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна ввиду их региональной нефтегазонасыщенности, свидетельствующей о больших запасах углеводородов (УВ). Перспективно изучение территории Волго-Уральского бассейна, нижнепермские карбонатные породы которых содержат тяжелые нефти, углеводородные газы и природные битумы.

В России ТН относят к альтернативным источникам углеводородного сырья, т.к. они отличаются от обычных нефтей не только повышенной плотностью, но и комплексным составом. Кроме углеводородов ТН содержат нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, редкие цветные металлы в кондиционных концентрациях.

Эти особенности предопределяют необходимость использования специальных технологий добычи, транспортировки и переработки. Кроме того, разработка ТН осложнена решением ряда экологических проблем, таких как токсические выбросы в атмосферу, содержащие серу и соединения металлов, значительный забор воды из водоемов с её последующей очисткой, необходимость обезвреживания и утилизации нефтешламов и т.д. Все это требует повышенных затрат на добычу ТН и влияет на конкурентоспособность проектов, связанных с их промышленным освоением.

природный битум нефть экологический

1. Расположение Волго-Уральского Бассейна

Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн занимает восточную часть Русской платформы, восточной границей которой является Урал. На юге эта территория включает Прикаспийскую впадину. На Западе и юго-западе граница бассейна проходит вдоль поднятий фундамента бассейна от Воронежского свода на юго-востоке через Токмовский, Котельничский и Сысольский своды на севере.

Географически нефтегазоносная территория Волго-Уральского бассейна занимает обширные пространства, куда входят республики Башкортостан, Татарстан, и Удмуртия, а также западная часть Пермской и Оренбургской областей, Самарская и частично Ульяновская области, большая часть Саратовской и Волгоградской областей, а также западный Казахстан.

Бассейн имеет резко выраженное ассиметричное строение. Его наиболее прогнутая часть расположена на юге, где находится глубокая Прикаспийская впадина, образующая самостоятельную Прикаспийскую нефтегазоносную область. Северная, большая часть бассейна - Волго-Камская нефтегазоносная область представляет собой сложно расчлененный склон бассейна, занимающий значительную часть Волго-Уральской антеклизы. С востока Волго-Камская область ограничена Предуральским прогибом, на юге погружается в Прикаспийскую впадину. (рис. 2)

В пределах Волго-Камской области сосредоточена большая часть нефтяных и газовых месторождений бассейна.

На востоке бассейна протягивается Предуральский прогиб, образующий одноименную нефтегазоносную область.

2. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Волго-Уральского бассейна. Перспективы освоения

На территории РФ основная часть ресурсов тяжелых нефтей(ТН) приурочена к месторождениям Волго-Уральского, Тимано-Печерского и Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейнов (НГБ). В настоящее время, на территории Волго-Уральского НГБ, занимающего лидирующую позицию в вопросах освоения тяжелых нефтей, разрабатывается около 40% залежей ТН, на разрабатываемые залежи приходится до 90% запасов тяжелой нефти бассейна.

Волго-Уральский НГБ по запасам тяжелых нефтей находится на втором месте среди нефтегазоносных бассейнов России. Вместе с тем, субъекты Федерации Федерального округа (к территории которого приурочена Волго-Уральская НГП) занимают лидирующую позицию как по добыче так и по степени изученности скоплений природных битумов и технологической готовности к их освоению.

На территории Волго-Уральского НГБ находится более пятисот месторождений с залежами тяжелой нефти, большая часть которых расположена в северных и центральных районах бассейна. Извлекаемые запасы тяжелых нефтей Волго-Уральского НГБ превышают 660 млн. т. при этом залежи с запасами более 1 млн. т. составляют лишь 7% от общего числа залежей, обеспечивая вместе с тем 60% запасов ТН бассейна. Доля тяжелой нефти в добыче в настоящее время составляет около 20%.

Наиболее крупные залежи тяжелых нефтей приурочены к терригенным и карбонатным отложениям нижнего и среднего карбона и карбонатам верхнего девона. Подавляющее большинство залежей сосредоточено на глубинах 700 - 1500 м, в ряде случаев глубина залегания продуктивных пластов достигает 2 - 2,5 км.

Доля высокосернистых нефтей в запасах ТН Волго-Уральского бассейна превышает 97%. Во многих залежах (Аканское, Степнозерское, Вишнево-Полянское, Зимницкое месторождения) содержание серы превышает 4 - 5% (табл.2.).

Таблица 2. Характеристика крупных залежей тяжелых нефтей Волго-Уральской НГП

На территории республики Татарстан в опытно-промышленной разработке находятся также залежи сверхвязкой нефти, с вязкостью более 2500 - 4000 мПа*с. Благодаря использованию современных термических методов добычи нефтеотдача при разработке этих залежей превышает 30%. По различным оценкам, суммарные ресурсы СНВ и природных битумов республики Татарстан составляют от 1,4 до 7 млрд. т.

3. Особенность пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории республики Татарстан

Рассмотрены закономерности формирования и пространственного размещения тяжелых сверхвязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана.

Показано, что формирование нефтяных залежей в отложениях среднего карбона и скопления пермских битумов связаны с вертикальной миграцией флюидов из отложений нижнего карбона. Всего установлено 450 нефте-битумоскоплений разного ранга с суммарными ресурсами 1,4 - 7,0 млрд. т. Их освоение предусмотрено составляемой программой на период до 2020 г., предусматривающей большой объем разведочного бурения, внедрение прогрессивных методов разработки с использованием горизонтальных скважин.

В настоящее время в республике Татарстан уделяется большое внимание освоению «нетрадиционных» источников углеводородного сырья. На территории республики разведаны большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья.

На нераспределенном фонде и на лицензионных территориях выявлены и изучены 170 поднятий и месторождений (запасы С₁ и С₂), 280 нефтескоплений (перспективные ресурсы категории С₃) сверхвысоковязких нефтей (СВВН) нижнепермского отдела, уфимского и казанского ярусов, кроме них, по керну структурных скважин установлено еще около 200 нефтепроявлений, которые не изучены и не оконтурены.

Тяжелые нефти характеризуются плотностью более 901 кг/м³, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородно-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблемы геологии битумо-содержащих пород и последующей их разработки, однако существенные запасы и ресурсы заслуживают того, чтобы глубоко изучать геологическое строение для последующей разработки новых технологий извлечения сверхвысоковязких нефтей.

Глубина их залегания колеблется в пределах 100 - 200 м. в зависимости от альтитуды местности, в стратиграфическом отношении СВВН (битумы) относятся к пермской системе - уфимскому и казанскому ярусам и нижнепермскому отделу.

Анализ особенностей пространственного размещения нефтяных залежей и скоплений пермских битумов указывает на их тождественность - залежи битумов сохранили основные особенности строения и залегания нефтяных залежей - приуроченность к ловушкам и зависимость строения залежей от типа природного резервуара. Большинство исследователей сходятся во мнении о формировании битумных месторождений, за счет вертикальной миграции по трещиноватым карбонатным толщам в процессе переформирования и разрушения нефтяных залежей в каменноугольных и пермских отложениях.

В частности повышенная битуминозность пермских отложений в пределах Мелекесской впадины, западного склона Южно-Татарского свода так же, как и наличие в них скоплений нефти в более погаженных районах Волго-Уральской провинции, имеют явно вторичный характер и обусловлены, по мнению известных исследователей, вертикальной миграцией углеводородов из нижнего и среднего карбона или, предположительно, из девона. Точка зрения о генетической связи между нефтями каменноугольных отложений и битумами перми на территории Татарстана подтверждается фактическими данными (трещиноватость пород разреза, характер распределения нефтебитумопроявлений), общими закономерностями и деталями размещения нефтяных и битумных залежей, а также плановым совпадением зон максимальной концентрации нефтяных углеводородов с системой кольцевых и радиальных разломов, ограничивающих эти зоны.

В результате многолетних поисково-разведочных работ в пределах Южно-татарского свода и Мелекесской впадины установлен зональный характер залегания нефти и битумов. Это проявляется в последовательном смещении к западу площадей распространения более древним с одновременным расширением стратиграфического интервала нефтеносности среднего карбона и снижением до минимума интенсивности нефтепроявлений в терригенном девоне. На этом фоне выделяются более узкие зоны, где пространственное распределение залежей отличается рядом особенностей.

Первая особенность состоит в том, что на территории размещения главного максимума нефтенакопления в девонских отложениях (купольная часть Южно-Татарского свода) развито ограниченное число промышленных скоплений нефти в среднем карбоне и найдены только единичные битумопроявления в перми. На юго-западном и западном склонах Южно-Татарского свода нефтебитуминозность разреза меняется: увеличивается плотность запасов и частота нефтяных залежей в среднем и нижнем карбоне, и одновременно усиливается интенсивность битумопроявлений в пермских отложениях.

Наблюдается плановое совпадение промышленно-нефтеносной территории нижнего карбона с зоной концентрации битумов в уфимском комплексе. Отмеченная особенность - явление не случайное, а, по-видимому, вытекает из различия условий перераспределения и аккумуляции нефти в разрезе. Очевидно, что в купольной части Южно-Татарского свода возможность вертикального перемещения углеводородов из девонских и нижне каменноугольных отложений в пермские, ограничивалась наличием слабо деформированных экранирующих покрышек над залежами нефти. На западном склоне свода из-за повышенной трещиноватости пород приток нефти из нижнего карбона в средний карбон и пермские отложения мог быть более значительным. В пределах восточного склона Северо-Татарского свода над высокопродуктивными девонскими нефтяными месторождениями также наблюдаются очень слабые битумопроявления в перми. Объяснение этой закономерности связано с изменением литологического состава нижнекаменноугольных отложений. На большей части территории они сложены мощными глинистыми толщами с хорошими изолирующими свойствами (разрезы впадинного типа Камско-Кинельской системы) Поэтому на Южно-Татарском своде и Северо-Татарском сводах девонские нефтяные месторождения по указанным причинам не могли служить реальным источником углеводородов для пермских битумов.

Вторая особенность нефтебитуминозности заключается в приуроченности зон высокой концентрации нефти и битумов в карбоне и перми к тектонически мобильному восточному борту Мелекесской впадины. Для вертикального размещения нефти и битумов характерно совпадение площадей распространения залежей в нижнем, среднем карбоне и верхней перми. Лишь немногие из среднекаменноугольных скоплений не имеют под собой залежей нефти в нижнем карбоне. Особенно важно подчеркнуть, что значительное число поднятий в отложениях башкирского яруса заполнены нефтью до замка структур, а многие среднекаменноугольные залежи отличаются увеличенным этажом нефтеносности. Над площадью их распространения возрастает концентрация битумов в верхнепермских отложениях. В подстилающих горизонтах нижнего карбона из-за «утечки» углеводородов в верхнюю часть разреза некоторые ловушки недозаполнены нефтью или содержат частично разрушенные (остаточные) скопления. Таким образом, на восточном берегу Мелекесской впадины плановое соотношение зон битумонакопления и нефтенакопления по площади и по разрезу подтверждает их генетическое единство.

Третья особенность пространственного распределения нефти и битумов заключается в закономерном снижении интенсивности нефтебитуминозности в центральной части и на западном борту Мелекесской впадины. Отмечается резко дифференцированный характер залегания различных скоплений в разрезе при движении с юга на север и с востока на запад. Так, к южной, более погруженной, части впадины (смежные районы Ульяновской области) приурочена зона развития промышленных залежей в нижнем и среднем карбоне. Они сопровождаются относительно плотным фоном битумопроявлений в сакмарских и казанских отложениях. Севернее и западнее в условиях меньших глубин залегания каменноугольных и пермских отложений выделяется широтная полоса территории, «обедненной» нефтью в карбоне. В пермском разрезе признаки битуминозности на этой территории связаны только с нижнеказанскими и верхнеказанскими комплексами. В пределах северной части западного борта Мелекесской впадины фиксируется лишь средние и слабые (по интенсивности) битумопроявления в верхнеказанских отложениях. Таким образом, там, где пермские битумы не имеют под собой залежей нефти в карбоне, их концентрация в разрезе резко снижается.

Четвертая особенность нефтебитуминозности заключается в сходстве физико-химических параметров нефтей нижнего и среднего карбона с пермскими битумами. Важно, что это сходство выражено не только в свойствах нефти и битума, но и направленности из изменений по площади. Пространственное распределение таких параметров, как плотность, сернистость, смолистость и д. соответствует общей закономерности утяжеления нефтей и битумов в западном направлении. На западе региона нефти карбона тяжелее, вязче и сернистее, чем на востоке. Такие же изменения параметров характерны для более окисленных и гипергенно преобразованных пермских битумов. Нет никакого сомнения в том, что пермские битумы и каменноугольные нефти принадлежат к одному геохимическому типу.

Итак, очевидно, что формирование нефтяных залежей в отложениях среднего карбона и скопления пермских битумов связаны с вертикальной миграцией флюидов из нижнего карбона. При этом наиболее крупные по размерам и запаса нижнекаменноугольные месторождения, естественно, отдали большое количество подвижной нефти в вышележащие горизонты разреза. Наличие вертикального перетока доказывают многие детали размещения и строения залежей нефти в среднем карбоне и скоплений битумов в пермских отложениях.

Тем не менее, касаясь пермских битумов и, несмотря на многочисленные и многолетние исследования, вопросы, освещающие перспективы битуминозности и закономерности размещени скопления битумов изучены недостаточно, и современное состояние характеризуется следующими особенностями:

1. Подтверждена битуминозность нижнепермского, уфимского, нижнеказанского и верхнеказанского комплексов. Основные скопления битумов развиты в трех районах, приуроченных к Мелекесской впадине, западному и юго-восточному склонам Южно-Татарского свода. В значительно меньшей степени они распространены по периферии Северо-Татарского и в присводовой части Южно-Татарского сводов.

2. Общим недостатком поисково-разведочных работ является слабая изученность добывных возможностей залежей битумов в период первичного освоения скважин. На подавляющем числе месторождений (залежей), которые прошли этапы предварительной и даже детальной разведки, сведения о притоках битума на естественных режимах без применения теплового воздействия на пласт. По этой причине в большинстве скважин отмечены очень слабые притоки (10-500 л/сутки) или пленки битума. Лишь в единичных скважинах зафиксировано поступление битума в количестве от 230 л/сутки до 2,5-11 м³/сутки (Северо-Кармальское, Нижне-Кармальское, Ашальчинское, Студено-Ключевское месторождения).

3. Стратегия битуморазведки и научное обеспечение, которое ее поддерживала, долгое время находились под влиянием концепции равномерной площадной концентрации битумов с образованием обширных битумоносных полей. Данный подход предрешил необоснованно оптимистическую оценку перспектив битумоносности территории Республики и принес завышенные величины ресурсов битумов. Согласно противоположной точке зрения, подкрепленной большим фактическим материалом, залежи битумов относятся к локальному типу скоплений. Пространственное распределение их контролируется литофациальным составом пород, положительными структурными формами и другими геологическими факторами. Реальные условия залегания скоплений природных битумов ислючают возможность образования единичных битумоносных полей.

4. В результате многолетних исследований выявлено 450 нефте-битумоскоплений различного ранга. Суммарные ресурсы и запасы УВ, пригодных к освоению, по различным оценкам специалистов составляют от 1,4 до 7 млрд. т.

5. В последние несколько лет усилиями ОАО «Татнефть» значительно ускорился процесс подготовки месторождений пермских УВ к освоению. Составляется «Программа освоения месторождений битумов Республики Татарстан на период до 2020 г.», планируется большой объем разведочного бурения, внедряются прогрессивные методы разработки и использованием горизонтальных скважин, предусматриваются мероприятия по подготовке, транспортировке и переработке тяжелого углеводородного сырья.

4. Перспективы и особенности залегания природных битумов на территории Самарской области

Скопления битумоносных отложений и битумопроявления известны в пределах области ещё с ХVIII века. Изучение битумоносности вначале проводилось одновременно с изучением геологического строения региона при геологическом картировании, позже в процессе поискового бурения на нефть в пермских отложениях.

В пределах области выделяются следующие районы битумоносности: Жигулевско-Пугачевский свод, южный склон Южно-Татарского свода, Мелекесская впадина, Сокская седловина.

В Жигулевско-Пугачевском районе выделены две зоны битумонакопления, приуроченные к Южно-Жигулевскому и Криволукско-Водинскому валам. В Южно-Жигулевской зоне интервал битумоносности охватывает отложения от верхнекаменноугольных до верхнепермских, но основные перспективы связаны с битумосодержащими карбонатными породами казанского яруса.

Криволукско-Водинская зона битумоносности располагается на восточном продолжении Жигулевского вала в пределах его южного ответвления и объединяет Водинскую структуру, Сырейкинское, Каменнодольское, Криволукское, Филлиповское поднятия.

Месторождения Самарской Луки в настоящее время практически выработаны, хотя отдельные битумные поля могут быть расширены. Наиболее богатое из них по запасам и концентрации битумов Бахиловское месторождение находится на территории национального парка «Самарская Лука».

В центральной части Жигулевско-Самаркинской системы валов в серодобывающих карьерах выявлены битумопроявления на Водинском карьере и на Алексеевском руднике, но тщательно они не изучались, так как они являлись только попутными материалами при карьерной разработке серосодержащих пород. При этом значительная часть запасов серной руды уже выработана и попутные битумы ушли в отвалы.

Отложения битумов образовались за счет процессов окисления нефти, интенсивно мигрировавших в плейстоценовую эпоху из более древних отложений палеозоя. Б.В.Успенский отмечает, что излияние нефти в верхние части разреза возможно только в зонах активной тектоники, порождающей как складчатость, так и трещинно-разрывные нарушения.

В стратиграфическом разрезе БНП распределены весьма неравномерно. Так, наиболее интенсивные БНП связаны с сакмаро-артинским и уфимским ярусами; с калиновской и сосновской свитами. Выявленных залежей в калиновской свите - 43, в уфимском и сакмаро-артинском ярусах - 29 и 34 соответственно; в сосновской свите - 20 в меньшей степени БНП отмечены в ассельском ярусе - 16, в верхнем карбоне - 10, в гидрохимической и сокской свитах - 5 и 2 соответственно, в кунгурском ярусе - 1.

В пределах Самарской области задокументировано 34 поверхностных битумопроявления, из них 14 расположены в пределах Южно-Татарского свода; 10 - в пределах Жигулевско-Пугачевского свода; 6 - в Сокской седловине и 4 в Бузулукской впадине (Приложение 4). Возраст отложений, вмещающих битум, большей частью верхнепермский и только в пределах ЖПС выходят на поверхность битумовмещающие породы верхнекаменноугольного, нижнепермского, верхнепермского и юрского возрастов.

5. Особенности геологического строения битуминозных месторождений

Одним из основных факторов, определяющих методику ГРР, является тип битумосодержащих пород (БСП). По своему строению БСП подразделяются на пластовые, жильные и поверхностные. В пластовых месторождениях битумы насыщают породы-коллекторы. В мировой практике известны пластовые месторождения регионального и локального типа. Первые, формируясь при миграции нефти в коллекторах, находящихся в зоне гипергенеза, образуют крупные поля или протяженные линейные зоны, контролируемые часто тектоническими нарушениями, зонами замещения и выклинивания пород-коллекторов, поверхностями несогласия. Положительным фактором возможного наличия таких месторождений является развитие относительно протяженных разломов, фиксируемых в первую очередь по материалам аэрокосмической съемки.

Пластовые месторождения локального типа формируются вследствие разрушения ранее образованных нефтяных скоплений при их выводе в зону гипергенеза. Такие залежи контролируются большей частью структурами. Встречаются битумные пласты, располагающиеся на склонах локальных поднятий, здесь возможно также влияние на их формирование разломной тектоники или коллекторские факторы. Жильные залежи контролируются локальными тектоническими нарушениями.

Залежи поверхностного закирования образуются при миграции нефти на поверхность по ослабленным зонам и при истечении нефти из обнаженных головных частей нефтеносных пород. Они характеризуются, как правило, высоким содержанием битума, достигающим 20 и более процентов.

Наиболее распространены в зоне Урало-Поволжья месторождения БСП относительно сложного геологического строения с изменчивой мощностью продуктивных пластов и неравномерным распределением битумов.

В тоже время в пределах Урало-Поволжья известны месторождения БСП с резко изменчивой мощностью продуктивной толщи, весьма неравномерным битумонасыщением и невыдержанным качеством сырья. Эти залежи преимущественно связаны с тектоническими нарушениями, с трещинным и кавернозным типом карбонатных пород.

Общим определяющим фактором формирования битумов являются гипергенные процессы. Рассматриваемая территория максимального палеогипергенного разрушения флюидов является зоной поиска ПБ как останцов ранее существовавших нефтяных залежей. Гипергенная природа образования пластовых и линзовидных скоплений битумов подтверждается их парагенетической ассоциацией с участками промышленных скоплений серы, а также с особенностями залегания.

Безусловно, природные процессы разнообразные и создают различное влияние на формирование ПБ. Так, например, формирование Садкинского месторождения жильных асфальтитов формировалось в результате излияния каменноугольной нефти в тектоническую трещину, наполнение которой обеспечивалось скоплениями легких нефтей и газов.

6. Экологические проблемы разработки природных битумов

Проблема рационального использования и охрана окружающей природной среды - одна из важнейших проблем для битумодобывающей промышленности. Все технологические процессы (разведка, бурение, добыча, сбор, хранение, транспортировка битума) при соответствующих условиях нарушают естественную экологическую обстановку.

Битумодобывающая промышленность относится к отраслям, потребляющим значительное количество водных ресурсов на технологические нужды, что, в свою очередь, приводит к образованию практически таких же количеств сточных вод. Разработка месторождений природных битумов при несоблюдении правил охраны окружающей среды могут привести к значительному загрязнению объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. В связи с этим проблема охраны окружающей среды практически существует во всех звеньях бурения, добычи битума, сбора и транспорта продукции.

Характерной особенностью залежей и месторождений битумов является то, что они залегают относительно неглубоко. Вертикальный диапазон их размещения укладывается в интервал от 0 до 500 м. Над каждой залежью битумов, на дневной поверхности, сложились свои естественные природные условия. Пока битумы залегают в естественном состоянии, они находятся в сбалансированных природой условиях и не оказывают видимого влияния на окружающую природную среду.

И второе: обычно залежи размещаются относительно неглубоко от дневной поверхности, а над залежами залегает множество водоносных горизонтов, которые широко используются населением для питьевых и хозяйственных целей.

Второй аспект связан с загрязнением жизненно важных объектов: атмосферного воздуха, почв, поверхностных и подземных вод. Проведенные исследования наглядно показывают, что все залежи битумов располагаются в густонаселенных районах, где широко развито земледелие, ведется промысловая эксплуатация нефтяных месторождений, залегающих на большой глубине, непосредственно под залежами ПБ. Разработка битумов будет вносить дисбаланс в существующую на этой территории геолого-экономическую обстановку. Причина этого в том, что ПБ имеют высокую вязкость, малоподвижны или же совсем неподвижны, поэтому при промышленной разработке залежей необходимо воздействовать на битумный пласт тепловыми, химическими или другими методами, которые неизбежно приведут к изменениям обстановки. Слабыми звеньями в этой цепи оказываются воздушный бассейн, растительный мир и гидрогеологическая среда.

Наибольшее беспокойство вызывает загрязнение подземных вод, как источников хозяйственно-питьевого водоснабжения. Так, в частности, на примере месторождений Татарстана известно, что слабоминерализованные воды битумоносных толщ шешминского горизонта и сакмарского яруса в отдельных случаях проникали в верхние водоносные горизонты. Происходит изменение гидродинамической и гидрохимической обстановки в вышележащем пресном водоносном горизонте, изменяется направление потоков подземных вод и их химический состав. Попутные воды тяжелых нефтей и битумных залежей обычно содержат растворенный сероводород, алюминий, бром, обладают повышенной минерализацией. При нарушении за колонной при скважиной разработке, создаются условия как для разрушения целостности колонны так и загрязнения верхних пресных вод.

Разработка природных битумов шахтным или карьерным способом потребует водоотлива, утилизации вредных стоков, может привести в определенной степени к осушению верхних водоносных пластов, что может негативно отразиться на населенных пунктах.

Кроме того, одним из нежелательных факторов может оказаться утечка углеводородных газов из залежей природных битумов, т.к. нередко битумоскопления (Татарстан - Нижне-Кармалинское, Ашальчинское, Матросовское и др.) сопровождаются газовыми «шапками». Особую опасность представляют выбросы свободного газа из газовых «шапок».

Любой метод разработки битумов (карьерный, шахтный или бурение скважин) может вызвать те или иные негативные последствия для окружающей среды. В связи с этим до составления проекта битумопоисковых работ и эксплуатации изучаются верхние пресные водоносные горизонты, покрышки, выделяются зоны санитарной охраны питьевых водоисточников в ближайших населенных пунктах. Рассчитывается и обосновывается необходимость контрольных наблюдательных скважин и контроль пресных водоносных горизонтов в период разработки битумов.

Один из методов эффективного экологического мониторинга является дистанционный метод. Выполнение аэрокосмических съемок раз в 2 года позволяет оценить экологическое состояние площадей, где производится добыча битумных отложений. Материалы космической съемки после их специального изучения выявляют малейшие изменения геологической среды, для этого выработана соответствующая методика, которая освоена в Волжском отделении ИГиРГИ.

Заключение

Более 70% залежей трудных и тяжелых углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейнах. При этом Волго-Уральский бассейн - безусловный лидер в рейтинге запасов тяжелых нефтей. В недрах этого региона содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% - вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарстана, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей.

Что касается нефтяных месторождений (которые в настоящее время обеспечивают нефтедобычу в России) то они были открыты 30-40 лет тому назад. Сейчас это выработанные месторождения, которые вступили или вступают в стадию падающей добычи. В европейской части России, в наиболее старом нефтегазодобывающем регионе, степень выработанности запасов по нефти достигает в среднем порядка 70%.

Характерной тенденцией последних десятилетий является сокращение размеров запасов вновь открываемых месторождений. За последние 40 лет средние запасы открываемых в России нефтяных месторождений снизились в тридцать раз и составили всего 900 тыс. т.

В то же время именно крупные и гигантские месторождения определяют «погоду» в ресурсном потенциале России, да и всего мира. В нашей стране к крупным (гигантским) месторождения относят месторождения с запасами нефти от 60 млн. т и выше, а к уникальным с запасами более 300 млн.т.

Таким образом, в мире имеется тенденция к поиску новых альтернативных источником энергии. И таким источниками в ближайшем будущем могут стать тяжелые нефти и природные битумы.

Список литературы

1. Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богосвовский С.А. //Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения ,ФНУП «ВНИГРИ»

2. Гатиятуллин Н.С. //Особенность пространственного размещения пермских битумов и нижележащих залежей нефти на территории республики Татарстан. ТГРУ ОАО «ТАТНЕФТЬ»

3. Борисов Д., Мустафин А. //Перспективы дальнейшего развития нефтегазового сектора Республики Татарстан:возможности и риски

4. Гаврилов В.П., Грунис Е.Б //Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина» и ОАО «ИГИРГИ»

5. Гилязов Т.Р. //РОЛЬ «ЛИНГУЛОВЫХ ГЛИН» В КАЧЕСТВЕ ПОКРЫШКИ

6. ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (БИТУМОВ) ОАО «Татнефть»

7. http://cyberleninka.ru/article/n/geografiya-vysokosmolistyh-neftey-i-osobennosti-ih-fiziko-himicheskih-svoystv

Размещено на Allbest.ru