Газовые месторождения Западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. География западно-сибирских месторождений
• 2. История
• 3. Структура нефтяных запасов Западной Сибири
• 4. Крупнейшие газовые месторождения
• 4.1 Уренгойское месторождение
• 4.2 Медвежье газовое месторождение
• 4.3 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение
• Заключение
• Список используемой литературы
• 

Введение

Территория залегания энергоресурсов, расположенная в Западной Сибири, является крупнейшей нефтегазоносной провинцией нашей страны. Достаточно сказать, что её доля в начальных суммарных запасах природных ресурсов России составляет 60 процентов.

В этом регионе уже открыто порядка пятисот нефтяных, нефтегазоконденсатных и нефтегазовых месторождений, которые содержат в себе 73 процента всех разведанных на данный момент запасов российской нефти.

Открытие по своему уникальных и весьма значительных месторождений на этой территории, а также их интенсивное освоение позволили значительно увеличить объемы добываемой в стране нефти и выйти на лидирующие позиции среди нефтедобывающих стран мира.

За неполных тридцать лет в Западной Сибири было получено почти 6 миллиардов тонн сырой нефти, или 45 процентов общей сырьевой добычи нефти в России.

Суммарные запасы углеводородного сырья (нефть и газ), сосредоточенные в северной части Западной Сибири, составляют более 25-ти процентов всех мировых запасов этих видов энергоресурсов, что дает возможность Западно-сибирской ресурсной провинции оставаться ведущим добывающим регионом нашей страны еще не один десяток лет.

Достаточно сказать, что доля поступлений в доходную часть федерального бюджета Российской Федерации от предприятий западно-сибирского топливно-энергетического комплекса составляет более 40-ка процентов.



1. География западно-сибирских месторождений

Крупные нефтяные ресурсы сосредоточены в российском регионе - Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Его площадь составляет 750,3 тысяч квадратных километров, на его территории проживают 465 тысяч человек, а центральным городом является Салехард. Если сравнивать запасы ЯНАО и ХМАО, то в первом регионе их структура намного сложнее, поскольку там преобладают нефти, характеризующиеся высокими показателями вязкости и плотности.

Самыми крупными месторождениями ЯНАО являются Северо-Комсомольское, Русское, Западно-Мессояхское и Тазовское. Всего в этом регионе открыто 129 месторождений нефти, из которых в разработке находятся 26. Разрабатываемые ямало-ненецкие месторождения содержат в себе 42 процента всех разведанных на данный момент нефтяных запасов страны.

Рис.1: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

С севера территория ЯНАО омывается Карским морем, акватория которого является непосредственным продолжением Западно-Сибирской нефте- и газоносной провинции.

Богатейший ресурсный потенциал Карского моря подтверждают данные пробного бурения, которое провели еще в 1989-ом году, которые привели к открытию двух гигантских газовых месторождений - Русановского и Ленинградского.

Нет никаких сомнений, что в ближайшем будущем освоение именно ресурсных запасов Карского моря будет обеспечиваться созданной в ЯНАО инфраструктурой.



2. История

Впервые мощный фонтан газа на этой территории ударил из скважины, пробуренной поблизости от посёлка Берёзово еще в 1953 году.

Этот триумф советских добытчиков стимулировал дальнейшие разведочные работы. Одно за другим стали открываться западно-сибирские нефтяные и газовые месторождения.

В 1960-ои году открыли первое месторождение - Трёхозёрное, в 1961-ом - Мегионское и Усть-Балыкское, в 1962-ом года - Советское и Западно-Сургутское. Далее открытия продолжились: 1964-ый год ознаменовался открытием Правдинского, 1965-ый год - Мамонтовского и Самотлорского месторождений нефти.

Примерно три десятилетия тому назад Западно-Сибирский регион занял лидирующую позицию по общему объему добычи нефти и газа в нашей стране, и с тех пор удерживает свои позиции в этой отрасли.

На данный момент здесь добывают 66 процентов всей российской нефти (включая газовый конденсат) и 92 процента российского природного газа.

Ежегодное в мире потребляется больше 14-ти миллиардов тонн условного топлива, из которых 35 процентов - это нефтепродукты, а более 25-ти процентов - природный газ. И эта цифра постоянно растет.

Рис.2: Нефть Западной Сибири

Суммарные запасы углеводородного сырья (нефть и газ), сосредоточенные в северной части Западной Сибири, составляют более 25-ти процентов всех мировых запасов этих видов энергоресурсов, что дает возможность Западно-сибирской ресурсной провинции оставаться ведущим добывающим регионом нашей страны еще не один десяток лет.

Достаточно сказать, что доля поступлений в доходную часть федерального бюджета Российской Федерации от предприятий западно-сибирского топливно-энергетического комплекса составляет более 40-ка процентов.



3. Структура нефтяных запасов Западной Сибири

Самым крупным российским нефтяным месторождением является Самотлорское. Его общие запасы оцениваются специалистами в 7,1 миллиарда тонн углеводородного сырья.

Далее список самых крупных отечественных месторождений выглядит так:

· Приобское месторождение нефти - начальные извлекаемые запасы - более 700 миллионов тонн;

· Фёдоровское месторождение нефти и газового конденсата - 700 млн. тонн;

· Мамонтовское - 600 млн. т,;

· Русское (газо-нефтяное) - 400 млн. т. И так далее.

Крупнейшими газовыми месторождениями (по своим начальным извлекаемым запасам) являются:

· Уренгойское - 10,2 триллиона кубометров;

· Ямбургское - 6,1 триллион м³;

· Бованенковское - 4,4 триллиона метров кубических;

· Заполярное - 3,5 триллиона;

· Медвежье - 2,3 триллиона.

На территории этого российского региона большая интенсивность освоения ресурсных запасов, образованных в основном неокомскими отложениями, привели к тому, что выросла доля низкопродуктивных нефтяных и газовых ресурсов, общий объем которых на данный момент оценивается в десятки миллиардов тонн сырья.

Учитывая старение разрабатываемых скважин и общее снижение мировых энергетических запасов, а также высокую интенсивность их добычи, освоение таких низкопродуктивных ресурсов (особенно - трудноизвлекаемых) - это объективная необходимость современной российской экономики.

4. Крупнейшие газовые месторождения

4.1 Уренгойское месторождение

Общие сведения

Уренгойское газовое месторождение -- супергигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают десять триллионов кубических метров (10№і мі). Находится в Ямало-Ненецком автономном округе России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта -- посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой.

Запасы

Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн мі природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн мі природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.

История

Месторождение открыто в июне 1966, первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В.Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июня 1966 бригадой мастера В. Полупанова.

Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу.

Освоение шло опережающими темпами. В первый год эксплуатации было добыто девять млрд мі газа, на второй год -- 23 млрд мі. К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность.

В 1997 году началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведётся добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.

Следующим шагом должна стать разработка юрских отложений.

Технологические особенности

Ачимовские отложения характеризуются низкой продуктивностью, поэтому проектом предусмотрено строительство скважин с горизонтальной проходкой по пласту на протяжении 200-300 метров, после чего часто проводится гидравлический разрыв пласта.

На Ен-Яхинском месторождении, входящем в состав Большого Уренгоя, вследствие высокого содержания газового конденсата широко применяется сайклинг-процесс. Это позволяет за счёт обратной закачки осушенного газа в пласт снизить пластовые потери конденсата.

Двойное дросселирование газа позволило снизить потери давления и обеспечить качество продукции в условиях задержки ввода дожимных компрессорных станций. Благодаря раздельно-групповому подключению к газосборной сети удалось продлить период работы низкодебитных скважин.

После запуска поршневых компрессорных станций было прекращено сжигание низконапорного попутного нефтяного газа.

Текущее состояние

Эксплуатационный фонд скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») -- 100 % дочернее предприятие ПАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд кубометров.

В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн мі.

Геологическое строение Уренгойской ГКМ

В строении Уренгойского месторождения участвуют породы от юрского до палеогенового возраста. Палеозойский фундамент фиксируется геофизическими методами на глубине около 5-7 км. Отложения юрской системы залегают на фундаменте несогласно и представлены нижним (тюменская свита), средним (абалакская свита) и верхним отделами (нижняя часть баженовской свиты).

Тюменская свита представлена преимущественно угленосными континентальными отложениями - переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В абалакской и баженовской свитах преобладают темно-серые аргиллиты.

Отложения меловой системы, которые объединяют песчано-глинистые породы верхней части баженовской свиты, а также мегионскую, вартовскую, покурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты, по всей видимости, согласно залегают на юрских породах. К отложениям мегионской свиты относится ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников и аргиллитов.

Кайнозойская эратема на месторождении представлена палеогеновой и четвертичной системами.

Залежи УВ Уренгойского месторождения имеют очень сложное геологическое строение. В разрезе выделяются три этажа нефтегазоносности: сеноманский, неокомский, ачимовский. Самый верхний сеноманский этаж находится на глубинах 1030-1260 м. Это самая главная по запасам газовая залежь месторождения. Ее мощность составляет 230 м.

Рис. 3. Разрез осадочных отложений валанжина.

Линия разреза показана на рис. 4

Продуктивные отложения представлены плохосортированными песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин покурской свиты. Пористость пород-коллекторов высокая - 25-35%. Песчаники сложены кварцем (50-70%), полевыми шпатами (25-35%) и обломками пород. Матрикс - глинистый. Региональной покрышкой для сеноманской залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена. Сеноманская залежь представляет собой залежь пластового типа. ГВК находится на абсолютных отметках от 1230 до 1141 м.

Неокомский этаж (валанжинские залежи) включает в себя 22 продуктивных пласта и находится на глубинах 1700-3100 м. Некоторые залежи имеют нефтяные оторочки (рис. 3). Мощность неокомского этажа составляет около 160 м. Продуктивные породы сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежи пластового типа, подстилаются подошвенной водой.

Нижний ачимовский этаж нефтегазоносности бурением изучен слабо. Он залегает на глубинах 3500-4000 м. Формирование газовых залежей произошло в неогене.

Строение Уренгойского месторождения осложняется тремя локальными поднятиями - северным, центральным и южным (рис. 4).

Рис. 4. Структурная карта поверхности резервуара сеноманской залежи. А-Б - линия разреза

Уренгойское месторождение является действительно уникальным, оно относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только газовому гиганту

Северное/Южный Парс (Катар/Иран). Его извлекаемые запасы оцениваются до 10 трлн м3 газа, что в 3-5 раз превышают разведанные запасы газа Алжира, Мексики, Канады, Великобритании и Нидерландов вместе взятых. сибирский геологический валанжин

Уренгойское НГКМ было открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 году разведочной скважиной, которая прошла сеноманскую газовую залежь на 89 м. Месторождение введено в эксплуатацию в 1978 году. Протяженность месторождения с севера на юг (от 65° до 68°с. ш.) составляет 220 км Площадь месторождения - более 6 тыс. км2.

Газовые залежи Уренгойского месторождения характеризуются как метановые (CH4 - 81-94%). Содержание N2 и CO2 не превышает 1%. Нефть из оторочек легкая (766-799 кг/м3), малосернистая.

4.2 Медвежье газовое месторождение

Общие сведения

Медвежье газовое месторождение -- уникальное по запасам газа, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, в 50 км к юго-востоку от пос. Ныда. Входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1967 году. Разрабатывается с 1972 года. Разработку месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Надым».

Рис.5: Обзорная карта

Строение

Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала. Размеры структуры -- 120 х 25 км. Амплитуда структуры -- около 140 м, площадь -- свыше 2100 кмІ.

Сеноманские отложения имеют мощность 270-300 м. Покрышкой служат морские глинистые турон-датские отложения общей мощностью около 600 м. Средняя толщина продуктивного пласта -- 24-113 м, эффективная толщина -- 44 м. Газ на всей площади подстилается подошвенной пластовой водой. Протяжённость залежи 120 км, высота -- 114-135 м, ширина: в пределах Медвежьего поднятия -- 13-26 км, Ныдинского -- до 18 км.

Геологические запасы газа составляет 4 700 млрд мі. Остаточные запасы газа оценивались в 2 200 млрд мі.

Освоение

Первым плацдармом для освоения Медвежьего стал пос. Лабытнанги, где в 1967 году в составе Тюменьгазпрома была организована Дирекция по обустройству северных промыслов и газопроводов. По словам главного инженера Тюменьгазпрома Ю. И. Топчева, «за три года, предшествующие штурму Медвежьего, газовики и строители сделали в Лабытнангах и Надыме очень мало».

В ноябре 1970 года дирекция перебазировалась в пос. Надым, в Лабытнангах осталось её отделение. Строительство скважин было поручено Главтюменьнефтегазу, в Лабытнангах была организована Полярная экспедиция глубокого бурения.

Первая машина переправилась на правый берег р. Надым в декабре 1970 года, но дальше Русского поля (десятикилометровое болото) транспорт пройти не смог. Лишь во второй половине января 1971 года строители дошли до места, где началось строительство пос. Пангоды.

Первым объектом стал газосборный пункт № 2 (ГП-2), расположенный в 20 км от Пангод (в 1973 году Мингазпром ввёл единое наименование -- установка комплексной подготовки газа (УКПГ)). Первой пробурили опорную скважину № 52.

Рис.6: Медвежье газовое месторождение

23 декабря 1971 года было установлено воздушное сообщение с пос. Пангоды. Вскоре взлётно-посадочная полоса принимала до 40 рейсов тяжёлых грузовых самолётов.

29 декабря начался монтаж технологического оборудования на ГП-2.

В декабре 1971 года было организовано Надымское газопромысловое управление (с 1973 года -- «Надымгазпром»).

В середине марта 1972 года вступила в строй опорная газовая скважина № 52, что позволило обеспечить газом электростанцию и котельную в Пангодах. В конце марта начальник военизированной пожарной части В. А. Березин зажёг на ГП-2 факел -- шестой в Тюменской области.

20 мая старший оператор по добыче газа Валерий Захаренков перевёл скважины в режим цеха -- с этого момента качественный промышленный газ Медвежьего стал поступать в газотранспортную систему.

В первый год строительство скважин велось с запозданием, поэтому вместо планируемых 4 млрд мі добыча газа составила 1,9 млрд мі. При этом мощность ГП-2 составляла 8,5 млрд мі в год.

Исправить положение удалось лишь после передачи Полярной экспедиции глубокого бурения в ведение Мингазпрома. При строительстве третьего по счёту ГП-1 (вторым был ГП-3) отставание было ликвидировано. На ГП-3 использовалось оборудование из Франции, однако опыт эксплуатации вскоре показал большую эффективность схемы гликолевой осушки, применявшейся на отечественном оборудовании.

В Пангодах была организована производственно-диспетчерская служба под руководством И. С. Никоненко.

Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье -- Надым -- Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм. В октябре 1974 года газ Медвежьего поступил в Москву.

В конце 1977 года Медвежье вышло на проектный уровень добычи.

Проект обустройства корректировался на ходу, поэтому мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой решили отказаться.

В 1982 году на ГП-7 в ночь с 21 на 22 апреля произошел взрыв и пожар на газопроводе 1000 мм. В результате сгорел поселок строителей, были многочисленные жертвы, в основном обгоревшие и обмороженные. Мороз достигал 20 градусов при сильном ветре. Людей собирали и везли на ближайший промысел ГП-6. В 2013 году ГП-7 выведено из эксплуатации по отработке газоносного пласта.

Ныдинский участок

1 декабря 2011 года на Ныдинском участке была официально запущена в эксплуатацию УКПГ-Н (рабочая эксплуатация ведётся с 24 ноября). Это первая УКПГ Медвежьего, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Максимальная производительность по сырому газу составляет 2,7 млрд мі в год и до 60 тыс. тонн в год по газовому конденсату.

Все технологические процессы максимально автоматизированы на основе принципа «малолюдных технологий». Непосредственно на площадке располагается лишь операторная. Возможно, со временем управление полностью будет осуществляться с соседней УКПГ-9.

На Ныдинском участке ООО «Газпром добыча Надым» впервые занялось разработкой апт-альбских отложений.

Характеристика продуктивных газоносных пластов

В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа: фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, составленной в 1984 году, ГКМ Медвежье находится в пределах структуры первого порядка - Медвежьего мегавала, который осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.

Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скважины 11).

По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.

Рис.7: Структурная карта ГКМ Медвежье

Геологический разрез представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Глубокие разведочные скважины вскрыли нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м.

Западно-Сибирская провинция делится на три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9-1130,4 м.

Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях.

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90 %, составляя в среднем для залежи - 70 %. Эксплуатационное бурение установило значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м, вместо ожидаемых 60-70 м.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 м до 1141,2 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км².

При испытании разведочных скважин получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м³/сут через 25,4-31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195-3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519- 1500 тыс.м³.

Рис.8: Продольный профиль текущего ГВК по месторождению Медвежье.

Наиболее часто встречаются значения пористости 25-35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость изменяется от 1 мД до нескольких Дарси. Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 Д.

Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.

Так скважины УКПГ-5 (№№ 504, 511, 503), УКПГ-7 (№№ 715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10-50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35-40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ-8 (№№ 852 853, 858, 859). Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана скважинами УКПГ-9 (№№ 1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован.

Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050,1051,1045,1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15-17 м ниже проектных отметок.

Сеноманская продуктивная толща месторождения Медвежье представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

4.3 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение

Общие сведения

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) -- месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Размеры ЯНГКМ -- 170 на 50 километров. По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная -- в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.

Лицензия на разработку ЯНГКМ принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» -- 100 %-ному дочернему обществу ПАО «Газпром».

Ландшафт -- тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьёв, озёр, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц -- январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях.

История

Открытие Ямбургского и других месторождений геологи подготовили на самом «пике» Великой Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в районе рек Таз, Пур, Мессояха.

В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н.И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования в Новой Мангазее. Начальником экспедиции был назначен В.Т. Подшибякин, главным геологом Г.П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине.

Бурение вёл коллектив мастера Н.И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 1960--1970 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные -- Уренгойское и Ямбургское.

В сезон 1965--1966 годов были подготовлены верхнемеловые залежи Ямбургской площади к разведочному бурению.

В 1968 году на этот участок высадился десант геофизиков под руководством Леонида Кабаева, в будущем лауреата Ленинской премии. Следом пришли проходчики недр Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Запасы предполагались огромные.

В своих воспоминаниях геолог Ф. К. Салманов рассказывает, как находили Ямбургское месторождение: «В конце апреля 1969 года было решено доставить буровую установку с Тазовской на Ямбургскую площадь. Весь май шёл завоз оборудования и материалов. В июле бригада Анатолия Гребенкина закончила монтаж и тут же бригада бурового мастера В.В. Романова начала отсчет первых метров проходки Ямбургской скважины. 13 августа достигли проектной глубины и при испытании скважина дала мощный фонтан газа. Окрыленный успехом, Романов пошёл на его оконтуривание по крыльям залежи на восток. И ещё несколько скважин попали в контур».

В 1972 году бригада бурового мастера В.В. Полупанова завершила проходку глубокой скважины на Ямбургской площади. Испытание было поручено специально сформированной бригаде, возглавил которую мастер Алексей Мыльцев.

Запасы

Месторождение относится к распределённому фонду недр. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Общие геологические запасы оцениваются 8,2 трлн мі природного газа. По состоянию на апрель 2009 г., остаточные геологические запасы составляли 4,2 трлн мі природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.

Месторождение относится к классу супергигантских. По данным ООО «Газпром добыча Ямбург», Ямбургское месторождение занимает пятое место в мире по объему начальных разведанных запасов -- 6,9 трлн куб. м газа (после месторождений Северное/Южный Парс (Катар/Иран), Уренгойское, Хайнесвилл (США) и Галкыныш (Туркмения)).

В пределах месторождения выявлены 2 газовые, 18 газоконденсатных, 2 газоконденсатонефтяные и 2 нефтяные залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков.

Разработка

Разработка месторождения начата в 1980 году (см. Ямбург). Добыча углеводородов на месторождении начата в 1986 году.

Объем добычи в 2007 году составил - 123,7 млрд куб. м природного газа.

За период с 1986 г. по 2012 г. предприятие «Газпром добыча Ямбург» добыло на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении более 4 триллионов куб. м природного газа и около 18 млн т газового конденсата.

В октябре 2014 г. накопленная добыча природного газа на ЯНГКМ составила 5 триллионов куб. м³.

Значение для развития технологий

На Ямбургском месторождении впервые была использована централизованная система обустройства, когда вместо трёх установок комплексной подготовки газа используются одна УКПГ и две установки предварительной подготовки газа (УППГ). Это позволило сэкономить значительные средства и ускорить ввод месторождения в эксплуатацию.

Впервые в практике газовой отрасли в больших масштабах было использовано наклонно-направленное бурение. По словам П. Г. Григорьева, директора института ТюменНИИгипрогаз, осуществлявшего проектирование, «Ямбург переломил сознание».

В 1986 году на Ямбургском месторождении была запущена первая УКПГ-2, обрабатывающая сеноманский газ методом абсорбционной осушки.

Современное состояние

Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 9 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) (1-7, 9 и 1В) и на 5 установках предварительной подготовки газа (УППГ) (ППГ ГП-1 (бывшая УППГ-8), 4А, 10, 2В, 3В).

Ближайшая перспектива месторождения -- освоение его периферийных участков. Добыча на Анерьяхинской площади началась в 2004 году, в январе 2005 года Анерьяхинская площадь была выведена на проектную мощность (10 млрд кубометров в год).

В начале декабря 2006 года в магистральный газопровод был подан первый товарный газ с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-9) Харвутинской площади ЯНГКМ. В 2007 году пущена в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-10), за счет этого к 2008 году планируется достичь на Харвутинском комплексе ежегодной добычи в 25 млрд мі газа.

Инфраструктура Ямбурга в перспективе будет использована для подготовки газа расположенных рядом месторождений.

Геологическое строение

Ямбургское месторождение приурочено к одноименному мегавалу, в пределах которого выделяется Ямбургское куполовидное поднятие и Харвутинский вал. Размеры поднятия составляют 160х45 км, амплитуда - более 200 м (рис.9). Осадочный чехол имеет мощность 4000-4500 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Отложения юрской системы вскрыты в составе баженовской и абалакской свит. Литологически они представлены неравномерным чередованием темно-серых алевролитов и битуминозных аргиллитов с примесью карбонатного и кремнистого материала. Мощность юрских отложений не превышает 100 м.

Рис.9: Ямбургское НГКМ. Структурная карта по кровле сеноманского продуктивного горизонта

Отложения меловой системы имеют сложное строение и образованы чередующиемися морскими, солоноватоводными и пресноводными фациями. Они включают в себя мегионскую, вартовскую, покурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты, по всей видимости, согласно залегают на юрских породах.

Мегионская свита (берриас-готерив) сложена серыми аргиллитами, в основании свиты - слабобитуминозными, с прослоями песчаников и алевролитов. К отложениям мегионской свиты относится ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников и аргиллитов. Мощность свиты - около 330 м.

Вартовская свита (готерив-апт) представляет собой толщу переслаивания песчаников, зеленовато-серых алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Мощность свиты составляет от 600 до 1200 м.

Покурская свита (апт-сеноман) завершает разрез нижнего мела. Сложена она преимущественно отложениями мелководных опресненных бассейнов и континентальными отложениями - песчаниками, глинами, алевролитами. Мощность свиты - около 800 м.

Кузнецовская свита (турон) сложена серыми, зеленовато-серыми глинами с примесью алевритового материала, зернами глауконита и пропластками глауконитовых песков. Мощность свиты 20-80 м.

Березовская свита (коньяк-кампан) образована преимущественно глинами с различным количеством алевритового материала, зерен глауконита, мелкозернистых песчаников. Мощность свиты составляет 200-400 м.

Ганькинская свита (маастрихт) - зеленовато-серые, алевритистые, известковистые глины с прослоями глинистых известняков и мергелей. Мощность свиты - до 250 м.

Кайнозойская эратема на месторождении представлена палеогеновой и четвертичной системами. Палеоцен представлен преимущественно морскими отложениями тибейсалинской свиты, включающей в себя серые и буровато-серые глины и алевролиты с прослоями песков, алевритов и люлинворской свиты, образованной опоковидными серыми глинами.

Четвертичные отложения развиты практически повсеместно и представлены озерно-аллювиальными, озерно-болотными и прибрежно-морскими отложениями.

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове на территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 60 км к ССЗ от Уренгойского месторождения. Ближайшим населенным пунктом является п. Тазовский, который отстоит от месторождения на 120-140 км. Ямбургское месторождение многопластовое. Промышленная газоносность связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.

Основные запасы газа связаны с сеноманской залежью. Ее размеры составляют 170х50 м, этаж газоносности - 220 м. Залежь располагается на глубинах от 1000 м до 1200 м. Залежь - сводовая, пластово-массивная, водоплавающая. Коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости (до 30%). Газ сухой, метановый (CH4 - 93,4-99,2%). По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири.

В нижнемеловых (валанжин-барремских) отложениях установлена газоносность 19 продуктивных пластов, которые представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глинистых пород. Залежи сводовые, пластово-сводовые, литологически экранированные. Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, а также азот и углекислый газ. Нижнемеловые продуктивные пласты включают незначительные нефтяные залежи.

Ямбургское месторождение открыто в 1963 году Тюменским геологическим управлением. На сегодняшний день его запасы оцениваются приблизительно в 8 трлн м3 газа.



Заключение

Западная Сибирь очень богата полезными ископаемыми, прежде всего топливно-энергитическим сырьем - газом, нефтью, углем. Площадь перспективных нефтегазоносных территорий оценена в более чем 1,7 млн. км². Основные месторождения приурочены к Среднему Приобью (Самотлорское, мегионское и другие; в районе Нижневартовска: Усть-балыкское, Федеровское и другие в районе Сургута).

Месторождения природного газа в приполярном районе: Медвежье, Уренгой и другие, в Заполярье - Ямбурское, Иванковское и др. Новые месторождения открыты на полуострове Ямал. Имеются ресурсы нефти и газа в Приуралье. Месторождения газа открыты в районе Васюганска.

В целом в Западной Сибири было открыто более 300 месторождений нефти и газа. Богата Западная Сибирь и углем. Основные его ресурсы находятся в Кузбассе, запасы которого оцениваются в 600 млрд. тон. Около 30 % кузнецких углей - коксующиеся.

Угольные пласты отличаются большой мощностью и залегают близко от поверхности, что дает возможность наряду с шахтным способом вести открытую добычу. На северо-востоке Кемеровской области находится западное крыло Канско-Ачинского бассейна бурых углей.



Список используемой литературы

1. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. Учебник для вузов. - Москва: Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина. - 2003. - 560 с.

2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Издание: Недра, Москва, 1975 г., 680 стр.

3. Скрылев С. А. Тюменские проекты Большого Уренгоя (рус.) // Энергетическая стратегия : журнал. -- 2012. -- № 2 (20). -- С. 13.

4. Сулейманов Р. С., Маринин В. И., Зайчиков Г. М. Перспективы развития ресурсной базы Уренгойского нефтегазоносного комплекса // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2007. №4. С. 10-16.

5. Горная энциклопедия. Под ред. Е. А. Козловского. М.: Советская энциклопедия. 1991.

6. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства. Изд-во Нефть и газ. 2008. 276 с.

7. Старосельский В. И. Медвежье месторождение // Российская газовая энциклопедия / Р. Вяхирев. -- М.: Большая Российская Энциклопедия, 2004. -- С. 233. -- 527 с.

8. ОАО «Газпром» | Справочные материалы, gazprom.ru, О компании. yamburg-dobycha.gazprom.ru.

9. Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М.: Недра, 1975. 527 с.

10. Седых В.Н. Леса западной Сибири и нефтегазовый комплекс.

Размещено на Allbest.ru