Разработка западно сибирском бассейнов

Практическая работа по геогафии для учащихся 9 класса №1 «Характеристика района добычи нефти»
методическая разработка по географии (9 класс) по теме

Использую для самостоятельной работы

Скачать:

Вложение Размер
prakticheskaya_rabota_po_geografii_dlya_uchashchihsya_9_klassa.docx 13.6 КБ

Предварительный просмотр:

Практическая работа по географии для учащихся 9 класса №1

Характеристика района добычи нефти

Цель работы: формирование умений составлять экономико-географическую характеристику топливной базы по картам и статистическим показателям, уметь сравнивать нефтяные базы между собой.

Материалы для выполнения практической работы: учебник по географии, атлас, другие источники информации (Интернет-ресурс).

Задание: используя текст учебника и тематическую карту, показывающую размещение основных энергетических баз страны, сравнить, дав краткую характеристику нефтяным базам России. Материалы сравнения оформить в виде таблицы.

План сравнительной характеристики нефтяных баз.

1. Географическое положение относительно потребителей

расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Самарской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей

крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев.

2. Как разведаны бассейны

Район старого освоения (с 1929 года), запасы хорошо разведаны, месторождения освоены.

Район нового освоения (с 1970 г.)

3. Степень разработки бассейна, уровень добычи

Известно свыше 400 месторождений нефти и 50 – газовых. 25% добываемой нефти в России.

Месторождения расположены на глубине 2000 – 3000 м. Добывается 70% российской нефти

4. Способ добычи

Насосный (большая часть), фонтанный.

5. Качество нефти

Тяжелая, содержит примеси, попутный газ.

Высокое, содержание серы – низкое.

6. Условия транспортировки

Нефтепроводами на запад и за рубеж.

Нефтепроводы в основном западного направления и на юг Сибири.

7. Эколого-экономические проблемы и перспективы развития нефтяных месторождений

Выработка месторождений, требует глубокой переработки, т.к. содержит примеси, устаревшие нефтепроводы.

Неблагоприятные условия добычи: континентальный климат, заболоченность территории, уязвимость и трудновосстанавливаемость природы. Неполная переработка попутного газа. Низкие капиталовложения ведущие к снижению геологоразведочных работ.

Вывод: нефть и продукты ее переработки остаются на сегодняшний день наиболее востребованными видами топлива, но нефтяные предприятия требуют больших капиталовложений для реконструкции нефтепроводов и оборудования, а также проблемы, связанные с расположением месторождений в районах с экстремальными природными условиями, где природа очень уязвима и требует бережного и рационального отношения к себе.

По теме: методические разработки, презентации и конспекты

Данная работа проверяет умение давать сравнительную экономико-географическую характеристику районов; умение пользоваться статистическими материалами учебника, тематическими картами атласа, делать выво.

С помощью простейших измерительных инструментов (часы, линейка, весы и т.п.), использую знания из курса физики, можно узнать о человеке и его организме много интересного.

Использую для самостоятельной работы.

Практические работы по информатикеДля учащихся 5 – 6 классов«Графический редактор»«Алгоритмы» Практические работы по информатике являются неотъемл.

Материал можно использовать в работе с детьми ОВЗ.

Задания для практических работ по темам: 1. «Окружность, круг, доли», .

Тетрадь для практических работ по обществознанию содержит множество продуктивных заданий.

Источник

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн

Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . 1969—1978 .

Смотреть что такое «Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн» в других словарях:

Бассейн — получить на Академике действующий промокод OBI или выгодно бассейн купить со скидкой на распродаже в OBI

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн — Западно Сибирский нефтегазоносный бассейн крупнейший нефтегазоносный бассейн мира. Расположен в пределах Западно Сибирской равнины. Площадь около 3,5 млн км². Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями Юрского и Мелового периода … Википедия

Западно-Сибирский экономический район — один из крупных экономических районов Советского Союза. Включает Алтайский край, Кемеровскую, Новосибирскую, Омскую, Томскую и Тюменскую область. Площадь 2427,2 тыс. км2. Население 12105 тыс. чел. (1971), городского 63%. Основное… … Большая советская энциклопедия

Западно-Сибирская равнина — Западно Сибирская низменность, одна из самых больших низменных аккумулятивных равнин земного шара. Располагается к С. от мелкосопочной равнины Казахстана и гор Алтая, между Уралом на З. и Среднесибирским плоскогорьем на В. Протяжение с С … Большая советская энциклопедия

Западно-Сибирская равнина — Западно Сибирская равнина … Википедия

Западно-Сибирская низменность — Урал Пейзаж Западно Сибирской равнины … Википедия

Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика — РСФСР. I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… … Большая советская энциклопедия

Нефть — Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… … Большая советская энциклопедия

Сибирь — I Сибирь территория, занимающая большую часть Северной Азии от Урала на З. до горных хребтов Тихоокеанского водораздела на В. и от берегов Северного Ледовитого океана на С. до холмистых степей Казахской ССР и границы с МНР и Китаем на Ю.… … Большая советская энциклопедия

Сибирь — I Сибирь территория, занимающая большую часть Северной Азии от Урала на З. до горных хребтов Тихоокеанского водораздела на В. и от берегов Северного Ледовитого океана на С. до холмистых степей Казахской ССР и границы с МНР и Китаем на Ю.… … Большая советская энциклопедия

Геология нефти — Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти … Википедия

Источник

Развитие и характеристики бассейна.

Нефтегазоносный

бассейн»

Выполнила:

Студентка 4 курса

Группы

Баранчук Ксения

Москва

Стратиграфия. Тектоника.

Западно-сибирский нефтегазоносный бассейн является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира. Он распологается в пределах Западно-сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Имеет площадь около 3,5 млн. км2.

В отношении тектоники Западно-сибирский бассейн. расположен в пределах Западно-сибирской плиты и ограничен на западе — герцинскими сооружениями Урала, на востоке — выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на юге — каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений. Все перечисленные сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового и, в меньшей степени, неогенового возраста. Более древние отложения (триас и палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна (1000 м), но в основном их мощность составляет 200-600 м. Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками. Их мощность редко превышает 300 и 500 м соответственно. Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м (в центральной части бассейна) до 1000 м (на севере). Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (более 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов изменяется от 1500 до 4000 м. Сами своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на северо-востоке бассейна.

На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

Развитие и характеристики бассейна.

В формировании Западно-Сибирского мегабассейна выделяется три стадии: ранне-плитная, плитная и стадия тектонической активизации, связанная с раскрытием в кайнозое Арктического океана.

Нижне-среднеюрские отложения формировались в раннеплитную стадию, отвечающую среднему – позднему триасу, ранней и средней юре (62 млн. лет), когда шло интенсивное прогибание земной коры, денудация верх-непалеозойского горно-складчатого сводового поднятия и образование Западно-Сибирского мегабассейна в современных размерах. Заполнение бассейна осадками шло с севера на юг ,в основном, по рифтовым долинам на фоне эвстатических колебаний уровня Мирового океана и высокой интенсивности тектонического режима погружения земной коры. Вo время трансгрессий отлагались преимущественно глинистые толщи, в время регрессий – песчано – алевритовые. Первые служат экранами и одновременно нефтематеринскими породами, вторые – резервуарами нефти и газа.

На раннеплитной стадии сформировалось пять нефтегазоносных комплексов, каждый из которых состоит из резервуара и покрышки. В нижней юре выделены зимний, шараповский и надояхский резервуары, перекрытые левинским, китербютским и лайдинским экранами соответственно. Они объединены в зимний, шараповский и надояхский нефтегазоносные комплексы. В средней юре установлены вымский и малышевский резервуары, перекрытые леонтьевским и нижневасюганским экранами, объединенные в вымский и малышевский нефтегазоносные комплексы.

Указанные комплексы, по данным глубокого бурения, сейсмическим и каротажным данным, уверенно прослеживаются по всей территории бассейна. При этом на севере они представлены в морских фациях (Ямало-Гыданская фациальная область), а на юге бассейна – преимущественно в континентальных (Обь-Иртышская фациальная область). В широтном течении р. Оби, в пределах земель севера Томской области, Ханты-Мансийского округа и южных районов Ямало-Ненецкого округа, выделяется Обь-Тазовская фациальная область, где отложения нижней и средней юры слагаются переходными фациями от континентальных к морским. По фациальному составу осадков, разнообразию ловушек, геохимическим и глубинным факторам область представляется наиболее перспективной для поисков крупных высокодебитных залежей нефти и газа.

Структурные зоны фундамента особенно большое воздействие оказали на фациальный состав и мощность осадков нижне-среднеюрских отложений. Продвижение бассейна и заполнение его осадками происходило по рифтовым желобам и прогибам. Межрифтовые и другого типа поднятия фундамента на раннеплитной стадии представляли собой подводные и надводные возвышенные зоны, в пределах которых отложения нижней и средней юры, особенно нижней юры, формировались в сложных фациальных обстановках. В этих зонах они характеризуются сокращенной мощностью и ухудшенными коллекторскими и экранирующими свойствами пород. По этой причине, и из-за необходимости быстрого освоения уже открытых на сводовых поднятиях в верхней юре и в меловых отложениях крупных и гигантских месторождений нефти и газа, изучению нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений не уделялось должного внимания. Они были выделены в тюменскую свиту с низкими прогнозными ресурсами. Исследования, выполненные в последние годы, показали, что благоприятными зонами для формирования крупных залежей нефти и газа в отложениях нижней, средней юры являются рифтогенные желоба, прогибы и впадины. Но структурные элементы этого типа слабо изучены сейсмическими методами и глубоким бурением. В прогибах и впадинах увеличивается мощность экранирующих толщ и резервуаров, состав осадков становится более морским.

Глинистые толщи (экраны) по термической зрелости и общему содержанию органического вещества (ОВ), в частности битуминозной составляющей, являются нефтегазо-производящими. Толщи, разделяющие глинистые экраны, особенно нижнеюрские, обладают хорошими коллекторскими свойствами, так как они образовались за счет денудации расположенных вблизи выступов доюрского фундамента. Широкое развитие в пределах последних гранитных массивов и кислых магматических комплексов благоприятно отразилось на формировании песчаных коллекторов. Хорошие коллектора имеются в шараповском и надояхском горизонтах, а на севере и в зимнем. Разделяющие их левинская, китербютская и лайдинская глинистые толщи являются нефтематеринскими, особенно китербютская (тогурская). В последней содержится до 20% сапропелевого и гумусового органического вещества.

В целом резервуары нижне-среднеюрских отложений характеризуются средней пористостью до 20-30%, проницаемостью по отдельным пластам на месторождениях до 1-1.5 Дарси. Экранирующие горизонты имеют мощность до 50-60 м. Содержание сапропелевого и гумусового вещества в них достигает 5 –10%.

Развитие на площадях более 1,5 млн.км² морских, прибрежно-морских отложений, богатых органическим веществом и достаточным катагенезом органического вещества, определяют высокий углеводородный потенциал нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского бассейна.

Отложения нижней-средней юры содержат 21% извлекаемых ресурсов нефти, 17% свободного газа и 35% конденсата Западно-Сибирской провинции.

Клиноформный комплекс неокома формировался в собственно плитную стадию развития Западно-Сибирского бассейна. На этой стадии происходило дальнейшее унаследованное общее прогибание земной коры и формирование осадочного бассейна с существенно морским режимом осадконакопления. На крупных, главным образом межрифтовых, сводовых поднятиях в этот период в верхней юре и мелу были сформированы основные нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирской провинций, приуроченные к ловушкам антиклинального типа.

В меловых отложениях сосредоточены главные запасы нефти и газа. Из верхней части неокомского комплекса уже добыто 6 млрд, тонн нефти, или 90% общей добытой нефти, из аптсеноманского – более 6 трл. м³ газа. Фонд благоприятных антиклинальных ловушек в отложениях верхней юры и мела в значительной мере уже исчерпан. Все большее значение приобретают неантиклинальные ловушки. Именно в клиноформных отложениях, в частности песчаниках ачимовской пачки, сделаны в последние годы главные открытия.

Нижняя часть неокомского комплекса имеет сложное клиноформное строение и представлена геологическими телами в виде плоских линз, последовательно налегающих друг на друга, с наклоном на запад к центру бассейна на востоке плиты и наклоном на восток к центру бассейна на западе. Они образовались за счет периодического сноса больших песчано-алеврито-глинистых масс с Сибирской платформы и юго-восточного горного обрамления и Урала. Образуя латеральный ряд геологических тел бокового заполнения, они пульсационно заполняли «голодный» бассейн Баженовского моря, имевшего некомпенсированный режим седиментации. Баженовская высокобитуминозная свита подстилает неокомский комплекс. Непосредственно прилегающие к ее кровле песчаники и крупнозернистые алевролиты клиноформ неокома, в частности ачимовской пачки, были теми коллекторами, которые первыми насыщались углеводородными флюидами, эмигрировавшими из баженовской нефтематеринской толщи. Высокая нефтегазоносность клиноформного комплекса подтверждается открытием крупнейших месторождений.

Геологические ресурсы нефти и газа в этой же зоне оцениваются в несколько миллиардов тонн нефти и до десяти триллионов м³ газа и газоконденсата. По Колтогорско-Уренгойскому желобу эта зона через земли Ханты-Мансийского национального округа продолжается далеко на юг. В клиноформных пластах неокома Томской области также открыты месторождения нефти и конденсата (Гураринское, Мыльджинское).

Несмотря на уже доказанные реальные перспективы обнаружения крупнейших месторождений, ачимовская пачка, как и весь клиноформный комплекс, который полосами шириной 25-30 км простирается меридионально на сотни километров и распространен на площади более 1.5 млн км², изучена слабо. Многие главные параметры этих отложений (границы клиноформ, их общее количество, закономерности размещения в них продуктивных песчаных пластов и глинистых экранов) невыяснены. Бурением, в том числе ГНБ, предполагается уточнить их структуру. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cpеднем течении pеки Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Hефти в основном cpедней плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см³/ м³. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см³/ м³, достигает 800 см³/ м³. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.

Месторождения.

В настоящее время в отложениях нижней-средней юры открыто 150 месторождений. Из них; в малышевском резервуаре более 100 залежей, в том числе крупные – Федоровское и Тайлаковское, в вымском – 7 нефтяных и газоконденсатных залежей, в надояхском -10 залежей, в том числе Талинское месторождение с запасами более 800 млн.тонн, в шараповском 8 залежей, в том числе газоконденсатное – Новопортовское, в зимнем (Обь-Тазовская фациальная область) на глубине 3950м открыта залежь Западно-Новогодняя с дебитом 20 м в сутки.

Согласно составленным картам перспектив нефтегазоносности нижней и средней юры Западной Сибири, земли с высокими перспективами охватывают южные зоны Ямало-Гыданской области и север Обь-Тазовской. Большие площади отнесены к перспективным. Оценки ресурсов углеводородов по отдельным районам Томской области и Ямало-Ненецкому округу, показали, что плотность геологических запасов в нижне-среднеюрских отложениях достигает 200 тыс. т/км².

Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отложений представляются весьма перспективными для поиска и открытия высокодебитных крупных месторождений нефти и газа, главным образом, в ловушках неантиклинального типа.

На восточном склоне Большого Уренгоя, в пределах Уренгойского надрифтового желоба открыта Восточно-Уренгойская зона высокопродуктивных песчаников ачимовской пачки. Прослежена она более чем на 125 км, при ширине до 25 км. Характерно, что залежи нефти и газоконденсата не связаны с антиклинальными структурами, которых здесь выявлено около 10.

В ачимовских песчаниках в Среднем Приобье открыто Приобское месторождение с запасами, исчисляемыми миллиардами тонн нефти.

Источник

Читайте также:  Украшение для шоколадного фонтана
Оцените статью