- •2 Нгп Норвегии Обзор нефтяной промышленности
- •1 Ангаро-Ленская нгп
- •1. Непско-Ботуобинская нгп
- •1. Байкитская нгп
- •1 Западно-Кубанская нгп
- •1 Предкавказская нгп
- •1 Балтийская нгп
- •2. Нгп Бразилии
- •1 Баренцевоморско-Северо-Карская нгп
- •2. Нгп Винесуэлы
- •1 Тимано-Печорская нгп
- •3. Ямбург
- •1 Волго-Уральская нгп
- •2. Нгп Мексики
- •История
- •1 Восточно-Европейская гиперпровинция
- •2. Нгп сша
- •1 Нефтегазогеологическое районирование континентальной территории и прилегающей акватории России
- •3. Собинское месторождение
1. Непско-Ботуобинская нгп
Занимает территорию Непско-Батуобинской антеклизы и Вилючанскую седловину. Площадь НГП – 250 тыс. км2. Основными НГК являются вендский терригенный и верхневендско-нижнекембрийский карбонатный комплексы. В настоящее время в НГП сосредоточены > 50% извлекаемых запасов УВ Сибирской гиперпровинции. Здесь уже открыто 24 месторождения УВ.
НГО |
Тектоническая характеристика |
Месторождения УВ |
1. Мирная НГО |
Мирненский выступ |
Мирненское, Верхневилюханское (нг) |
2. Непская НГО |
Непский свод |
Чаяндинское, Талаканское, Верхнечонское (нкг) |
3. Предпатомская НГО |
Педпатомский региональный прогиб |
Хотого-Мурбайское |
4. Ярактинская НГО |
Морской подводный склон |
Ярактинское, Аянское, Дулисьминское (нгк) |
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска. Открыто в 1978 году. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложно построенной структурой размерами 65×45 км. Разрез сложен отложениями юры, кембрия, венда и рифея, общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный разлом – Могинско-Ленский разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обуславливают наличие многозалежных продутивных блоков. В целом месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, усть-куиского горизонта тэтэрской свиты, преображенского горизонта катамганской свиты нижнего кембрия и терригенных отложениях верхнечонского горизонта непской свиты венда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наибольшие нефтегазоконденсатные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вr-1 и Br-2 , сложенные кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до 0,2–0,3 мкм2. В пластах встречаются вторичные процессы в основном галитизации, резко снижающие коллекторские свойства. Эффективная толщина пластов от 2 до 26 м, глубина залегания 1615–1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных блоков, общей площадью до 326 км2. Дебиты нефти до 15 т/сут, газа до 380 тыс. м3/сут, газовый фактор 90–95 м3/т, содержание конденсата до 40 г/м3. Нефть, плотностью 850 кг/м3, содержание парафина 1,2%, серы 0,4, смол – 5,7–7,8%. Газ метановый (80–82%), содержание тяжелых гомологов до 18–20%, плотность 0,667–0,731. Газоконденсатонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, глубина 1540 м. Эффективная толщина изменяется от 1,4 до 17,2 м, максимальная – в центральной части месторождения. Средняя пористость доломитов 8–10%, проницаемость до 0,02 мкм2. Дебиты нефти до 20 м3/сут, газа – до 23 тыс. м3/сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих отложениях. Залежи усть-кутского и осинского горизонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, литологически ограниченные, глубина залегания 1310 м. Коллектор карбонатный, сложен каврнозными доломитами. Пористость 9–12%, проницаемость 0,17 мкм2, пластовое давление 14,6–15,1 МПа, температура 16°С, площадь залежи 131,8 км2, эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м3.
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение находится в 112 км юго-западнее г. Мирного. Открыто в 1970 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирненского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Складка представляет собой пологую брахиантиклиналь со слабо ундулирущей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90×30 км, амплитуда колеблется от 40 до 46 м. Структура осложнена разрывными нарушениями. Промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизонта нижнео кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и таланхского горизонтов нижнего кембрия – венда. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования. Размеры залежи 50×12 – 20 км, высота 40 м. ГВК в центральном блоке -1564. Газонасыщенная толщина 3,2– 10,4 м, начальное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м3/сут. Состав газа: метана – 87,18%, этана – 3,66%, пропана – 1,32%, бутана – 0,43%, углекислого газа – 0,19%, азота – 6,19%, конденсата – 20,2 г/м3, плотность газа 0,632. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5–5 м (северный блок), 4,2–8,5 (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12–17%. Начальные дебиты нефти – 24 т/сут. Нефть имеет плтность 867 кг/м3, вязкость 9,17 мПа·с. содержание серы 0,89%, смол и асфальтенов 9,6–21,9%, парафина 1,91–2,85%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90% разведанных запасов нефти и газа.
Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая литологически экранированная. Высота залежи 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, коллектор карбонатный, пористость 13%, проницаемость 0,015 мкм2, пластовое давление 14,3 Мпа, температура 17°С. Дебиты нефти и газа 16 т/сут, 58 тыс. м3/сут.
2 НГП Саудовской Аравии
САУДОВСКАЯ АРАВИЯ, Королевство Саудовская Аравия (араб. Аль-Мамляка аль-Арабия ac-Саудия), — государство в Юго-Западной Азии, занимает свыше 2/3 Аравийского полуострова и ряд островов в Красном море и Персидском заливе. Саудовская Аравия — одна из крупнейших нефтедобывающих стран мира. Нефтяная промышленность обеспечивает свыше 80% поступлений в государственный бюджет и свыше 95% стоимости экспорта (1985).
Основное богатство страны — нефть и газ. Почти вся территория Саудовской Аравии входит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн и лишь узкая полоса побережья Красного моря с прилегающим шельфом относится к Красноморскому нефтегазоносному бассейну в котором открыто одногазоконденсатное месторождение Баркан (начальные промышленные запасы около 68 млн. т), где продуктивны песчаники свиты бэд (миоцен) на глубине 1,9-2 км. В нефтегазоносном бассейне Персидского залива открыто (1985) 57 нефтяных и газонефтяных месторождений, 3 газовых и газоконденсатных месторождения, в т.ч. самое крупное в мире месторождение Гавар (начальные промышленные запасы 10 136 млн. т) и 10 месторождений с начальными промышленными запасами нефти свыше 300 млн. т. Месторождения структурного типа, большей частью многопластовые, приурочены преимущественно к крупным антиклиналям, осложняющим протяжённые валообразные поднятия субмеридионального простирания. Основная нефтеносная толща — верхнеюрские отложения свиты араб мощностью около 120 м, в которой выделяют 4продуктивных горизонта высокопористых калькаренитовых известняков, разделённых прослоями ангидритов. Наиболее продуктивен нижний горизонт. Региональной покрышкой для залежей свиты араб служат перекрывающие эвапориты свиты хит (верхний юра — нижний мел). Залежи нефти выявлены также в известняках свит джубейла (верхний юра) и друма (средний юра), верхнемеловых песчаниках свиты вара и нижнемеловых известняках свиты ратави (Саффания-Хафджи, Зулуф, Манифа). Газовые залежи обнаружены главным образом в известняках и доломитах свиты хуфф пермского возраста. Глубина залегания продуктивных горизонтов в отложениях перми 2,5-3,5 км, юры 1-2,7 км, мела 0,8-2 км. Плотность нефтей варьирует от 845 кг/м3 (Абу-Хадрия) до 889 кг/м3 (Саффания-Хафджи), преобладают средние и тяжёлые, сернистые и высокосернистые нефти (S до 3%).
3 Большой бурган
Большой Бурган — крупнейшее месторождение-гигант, в котором сосредоточено более 5 % разведанных извлекаемых запасов нефти в мире до 2004 года. Расположено в пустыне на юго-востоке Кувейта, у берегов Персидского залива.
Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 8,0 — 10,1 млрд т. нефти.
Месторождение содержит в себе более половины доказанных нефтяных запасов Кувейта.
БОЛЬШОЙ БУРГАН — нефтяное месторождение в Кувейте, одно из крупнейших в мире. Входит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1938, разрабатывается с 1939. Приурочено к погребённому куполу, состоящему из трёх поднятий — Бурган, Магва и Ахмади. Общие размеры структуры 46х20 км. Залежи пластовые сводовые.
Начальные промышленные запасы нефти 10 693 млн. т. Промышленно нефтеносны песчаники верхнего (I и II продуктивные горизонты) и нижнего мела (III и IV горизонты, обеспечивающие 90% добычи), а также нижнемеловыеизвестняки в интервале 1080-2600 метров.
Коллекторы гранулярные с пористостью 20-35% и средней проницаемостью 4000 мД (максимум — 30 000 мД). Начальное пластовое давление 22,5 МПа, t 64°С. Плотность нефти 868 кг/м3, вязкость 1,1•10-2Па•с; содержание S 1,5%.
Эксплуатируются 484 фонтанирующие скважины, годовая добыча около 70 млн. т, накопленная (к 1981) — 2400 млн. т.Нефтепроводы до городов Мина-эль-Ахмади и Эль-Кувейт. Разрабатывается государственной корпорацией "Kuwait Petroleum Corp.".
БИЛЕТ № 9