Тимано печорский бассейн месторождения газа

В) Тимано- Печерская нефтегазоносная провинция

Занимает об­ширную территорию Республики Коми и Ненецкого автоном­ного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относи­тельно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологи­ческих комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приуро­чены к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% ме­тана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторо­ждения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превы­шающими 3 трлн м 3 и Ардалинского месторождения Архангель­ской области.

Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия.

На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения – Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения – это содержание этана – ценного сырья для органического синтеза.

На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений – Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа.

Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики. Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России – в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми.

Г) Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают тер­риторию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балка­рии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположе­на в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа: Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская об­ласть тянется широкой полосой от побережья Каспийского мо­ря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ин­гушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана — Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике — Даге­станские огни.

В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Став­ропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа явля­ются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодар­ском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское.

Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98% метана, имеет высокую теплотворную способность.

Д) Нефтегазоносные области Восточной Сибири в администра­тивном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В Крас­ноярском крае — Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркут­ской области — Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение.

Е) На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине — Оха и Тунгорское месторожде­ния.

Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных удобрений. Рациональное использование якутского природного газа не ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2/3 подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит эффективность капиталовложений в его разведку и добычу. В тоже время широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза.

В отличие от нефти, природный газ не требует большой пред­варительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) — электроэнергетика, химия, металлур­гия, строительство, полиграфия, а также в быту.

Сформировалось несколько регионов переработки газа— Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и коли­честву выпускаемой продукции, что прежде всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа.

В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др.

Производство каждого из этих видов продуктов распреде­лено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиг­рафической промышленности. Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и го­сударства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области.

По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 590,7 млрд куб. м, или 100% к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО «Газпром» добыто 545,6 млрд куб. м газа (92% общей добычи), что на 8 млрд куб. м меньше уровня 1998 года.

Потребителям России в 1999 году поставлено 336,5 млрд куб. м, что на 7,3 млрд.куб.м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила 172,3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года.

В 1999 году закачано в подземные хранилища 54,4 млрд куб. м газа, в то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52,6 млрд куб. м. [13]

В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 304,8 млн т, что превышает уровень 1998 г. на 1,5 млн тонн. Начиная с июня, обеспечен устойчивый рост добычи нефти с газовым конденсатом. В сравнении с 1998 годом рост добычи нефти обеспечен в нефтяных компаниях: «Сургутнефтегаз» — на 2,4 млн. т (106,8%), «Тюменская НК» — 0,41 млн. т (102.1%), «КомиТЭК» — 0,12 млн. т (103,4%), «НГК Славнефть» — 0,15 млн. т (101,3%), практически сохранили уровни добычи 1998 года ОАО НК «ЮКОС», ОАО «НК ЛУКОЙЛ» и ОАО «ОНАКО».

По состоянию на 01.01.99 в разработке в стране находилось 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу нефти и конденсата на которых осуществляли 15 нефтяных компаний, 7 организаций РАО «Газпром», 80 мелких самостоятельных российских нефтедобывающих организаций и 44 совместных предприятия с иностранными инвестициями.

Существующая система налогообложения, а также проблема неплатежей привели за последние годы к значительному снижению темпов ввода в разработку новых месторождений, снижению объемов эксплуатационного бурения и обустройства этих месторождений, невыполнению принятых проектных уровней добычи нефти.

Источник

ТИМА́НО-ПЕЧО́РСКАЯ НЕФТЕГАЗО­НО́­СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ

ТИМА́НО-ПЕЧО́РСКАЯ НЕФТЕГАЗО­НО́­СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ, в Рос­сии, в пре­де­лах Рес­пуб­ли­ки Ко­ми и Не­нец­ко­го ав­то­ном­но­го окр. Ар­хан­гель­ской обл. Пл. 445,7 тыс. км 2 (в т .ч. в ак­ва­то­рии Пе­чор­ско­го м. 126,7 тыс. км 2 ). По на­чаль­ным сум­мар­ным ре­сур­сам неф­ти и га­за за­ни­ма­ет 3-е ме­сто в Рос­сии (по­сле За­пад­но-Си­бир­ской и Вол­го-Ураль­ской неф­те­га­зо­нос­ных про­вин­ций). Вклю­ча­ет 5 неф­те­га­зо­нос­ных об­лас­тей, в т. ч. Пе­чо­ро-Кол­вин­скую – круп­ней­шую по за­па­сам и ко­ли­че­ст­ву круп­ных ме­сто­ро­ж­де­ний. Кус­тар­ная до­бы­ча неф­ти ве­лась с 1745. Пер­вое пром. ме­сто­ро­ж­де­ние (Чибъ­ю­ское) от­кры­то в 1930. Раз­ра­бот­ка Ярег­ско­го ме­сто­ро­ж­де­ния (от­кры­то в 1932) впер­вые в стра­не ве­дёт­ся шахт­ным спо­со­бом (пер­вая шах­та за­ло­же­на в 1937). Вы­яв­ле­но 218 ме­сто­ро­ж­де­ний, в т. ч. 4 на шель­фе Пе­чор­ско­го м. и 2 на о. Кол­гу­ев. Круп­ней­шие неф­тя­ные ме­сто­ро­ж­де­ния: Усин­ское, Во­зей­ское, Ярег­ское, Ме­дын­ское-мо­ре; га­зо­кон­ден­сат­ные – Вук­тыль­ское и Лая­вож­ское.

Источник

Тимано-Печорский бассейн — Timan-Pechora Basin

Тимано-Печорский бассейн является осадочным бассейном расположен между Тимано хребтом и Уральскими горами на севере России . В бассейне находятся месторождения нефти и газа .

Содержание

Добыча нефти и газа

Запланированный проект по добыче нефти и газа был разработан в середине 1990-х годов и одобрен правительствами США и России . По состоянию на 29 сентября 2004 года Conoco и ЛУКойл планировали совместную разработку этого бассейна.

С 2004 года объем добычи увеличился, и значение ЛУКОЙЛа возросло. Однако в 2010 году производство начало снижаться. Требуются большие инвестиции для увеличения темпов производства или, по крайней мере, для поддержания производства на уровне более 17 миллионов тонн в год.

Добыча нефти нанесла ограниченный ущерб окружающей среде. В частности, это вызвало эвтрофикацию и органическое загрязнение вод, что объясняется, среди прочего, низким разнообразием диатомовых водорослей и отсутствием чувствительных к загрязнению диатомовых водорослей. Возможно, добыча нефти также является причиной снижения разнообразия птиц в некоторых местах, поскольку транспортная деятельность могла нарушить жизнь диких животных. Несмотря на это, большую часть Печорского региона можно охарактеризовать как «полу-нетронутую» с экологической точки зрения.

Согласно оценке 2018 года, проведенной Геологической службой США для неоткрытых, технически извлекаемых непрерывных ресурсов, средние суммы по региону составляют 1 425 млн баррелей сланцевой нефти или 1,4 млрд баррелей нефти; 45 721 миллиард кубических футов или 46 триллионов кубических футов газа; и 737 миллионов баррелей сжиженного природного газа.

Источник

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн.

Находится на севере ВЕП — между Тиманским кряжем и Полярным Уралом. Крупнейших месторождений нети и газа нет, но там открыто 72 месторождения. Бассейн территориально приурочен к республике Коми (43) месторождения и Архангельской области (29). Среди них есть даже крупные по запасам. Северная граница ТП проводится условно — от п-ва Колгуев до Новой Земли.

Бассейн относится к одному из древнейших по открытию и разработке — после Волго-Уральского. Первое месторождение открыто в 1930 г. — Чибьюское под Ухтой. 1962 г. — открыт самый богатый Печоро-Колвинский регион в провинции. 1963-70 гг. — открыто уникальное Вуктыльское нефтегазоконденсатное, Усинское, Возейское, Харьягинское месторождения. 70-е годы — проведение геолого-разведочных работ на акваториальном продолжении бассейна («Печорское море») — основной потенциал бассейна. По топливно-энергетическим ресурсам территория неравномерна, месторождения приурочены к определенным зонам.

В целом осадочный разрез бассейна всем сектор палеозойских и мезозойских отложениях. Кайнозой — повсеместная эрозия. Нефтегазоносность на сухопутной части связана с палеозойским комплексом, при этом в северном направлении залежи по возрасту вмещающих отложений (коллекторов) испытывают омоложение.

Основные тектонические структуры = НГО:

· Предуральский краевой прогиб — серия сменяющих друг друга с севера на югу очень глубоких впадин, очень высокая мощность отложений, на сегодняшний день месторождения не вскрыты, а потенциал связан с углем.

· Печоро-Колвинский район расположен в пределах палеозойского одноименного авлакогена (S₂-D₁) — крупнейшие месторождения приурочены к прибортовым валам авлакогена. С востока — Колвинский вал, с запада — серия валов, с юга — тоже какой-то вал.

· С запада Печоро-Коливинского авлакогена — Малоземельско-Колгуевская моноклиналь — стабильная выдержанная зона, там выявлены в основном газоконденсатные небольшие месторождения.

· С восточка Печоро-Колвинского авлакогена — Большеземельский свод. Свод существовал с раннего палеозоя до начала позднего палеозоя достаточно стабильно, с позднего палеозоя испытывал погружение, поэтому по верхнему структурному этажу сформировалась Хорейверская впадина.

· Восточнее выделяется Варандей-Адзвинская структурная зона, генезис которой точно не выявлен. Возможно это рифтовая зона, возможно — результат воздымания Урала в мезозое.

Основная особенность — наличие крупных вытянутых субмеридиональных тектонических элементов, прослеженных на всем бассейне. В пределах одного и того же элемента строение очень схожее, в северном направлении увеличиваются глубины, мощность верхнего (мезозойского) структурного этажа увеличивается (за счет влияния Баренцевоморского региона).

· Нижне-среднепалеозойский этаж — преимущественно карбонатный.

· В конце раннего карбона — условия близкие к аридным, формировались ангидридные отложения (200-300 м). Есть во всех тектонических зонах. Такие же ангидриты есть в нижнем девоне.

Вся сухопутная часть — преимущественно нефтяные месторождения, кроме самых южных частей (там — Вуктыльское газоконденсатное м-е). К северу (с увеличением глубин структурных этажей) увеличивается газовая и газоконденсатная составляющая (основные газовые месторождения приурочены к Печоро-Колвинскому авлакогену)..

· Нижнепермский — терригенный (артинско-кунгурский).

Усинское нефтяное месторождение.

Одно из крупнейших месторождений Печоро-Колвинского авлакогена. Приурочено к Колвинскому мегавалу, который был сформировал как инверсионный на востоке Печоро-Колвинского авлакогена. Это асимметричная антиклинальная структура с относительно пологим западным крылом и очень крутым восточным. Это многопластовая залежь, нефти средней плотности, малосернистые. Разрабатывается около 30 лет, на сегодняшний день — это основной поставщик нефти в ТП НГБ.

Поморское газоконденсатное месторождение.

Открыто в 1979 г., приурочено к самой северной части Колвинского мегавала. Это узкая вытянутая брахиантиклиналь, осложненная сбросом северо-западного простирания. Приток газа и конденсата с большим содержанием сероводорода (12%) был получен при опробовании ассельско-сакмарских отложений. Коллектора органогенно-детритовый, приуроченный к рифовой постройке. Покрышка — аргиллиты артинско-кунгурского возраста. Кроме нижнепермских отложений, приток газа и конденсата был получен из карбонатных нижнекаменноугольных отложений, но там не такое высокое содержание сероводорода.

Восточно-Колвинское нефтяное месторождение.

Приурочено к биогенным постройкам западной части Хорейверской впадины. Это верхнедевонские рифовые постройки — в это время они окаймляли впадину, где формировались доманикоидные отложения. Средняя пористость 7-8%, коллектора представлена доломитами, известняками. Амплитуда рифовых построек — 20 м. Тип порового пространства — трещиновато-кавернозный. Залежи массивные. В целом для впадины характерно наличие нижнедевонских нефтяных пластовых залежей, экранированных нижне-среднедевонскими аргиллитами.

Нефтяное месторождение им. Титова.

Приурочено к северо-востоку Х. впадины. Это такие же верхнедевонские рифовые постройки с массивными залежами нефти. Нефть также есть и нижнедевонских отложениях под рифовыми постройками.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение.

Приурочено к самой северной части Х. впадины, в акваториальной части — находится в фонде, добыча пока не идет. Месторождение открыто в терригенных отложениях верхней перми (нефтяная залежь) и в карбонатных отложениях нижней перми (газоконденсатная залежь). Нижнепермские отложения в низах представлены карбонатными, перекрываются артинско-кунгурскими аргиллитами (покрышка). В случае нижнепермских карбонатов, это в основном газ, меньше конденсата, коллектор — мелкокристаллические пористые известняки, залежь массивного типа, мощность до 200 м. Для газа характерно до 13% сероводорода. Верхнепермский коллектор — мелкозернистые песчанки, покрышка — 40-метровая крепких аргиллитов нижнего триаса. Залежь пластово-сводовая. Нефть тяжелая (900 кг/м 3 ), сернистая и парафинистая.

Месторождения Варандей-Адзвиснкой зоны.

Есть 2 прибортовых вала — восточный (Медыньский) и западный (Сорокина).

· В пределах вала Сорокина выявлено около 15 нефтяных месторождений — антиклинали, ограниченные сбросами и др. разломами. Нефтяная залежь — в ассельско-сакмарсих карбонатных отложениях, массивно-пластового типа. Ловушка — до 200 м, приурочена к узкой брахиантиклинали (в субмеридиональном направлении), частично ограничена тектоническими нарушениями (амплитуда смещения до 200 м). Коллектора — органогенные пористые (до 8%) известняки, кавернозные, местами трещиноватые. По латерали — фациальная изменчивость с увеличением глинистой составляющей. Покрышка — артинские аргиллиты. Нефть тяжелая (более 900 кг/м 3 ), сернистая (до 2%), смолистая (до 14%). Также выявлена залежь в триасовых отложениях — еще более тяжелая нефть. По геофизике предполагается наличие залежей в визейско-турнейском и верхнедевонском интервале.

В акватории — Долгинское месторождение. Это 2 антиклинали, где залежи гидродинамически связаны. В плане это вытянутая в субширотном направлении антиклиналь, приурочена к западной границе Варандей-Адзвинской зоны. Продуктивны верхнекаменноугольно-нижнепермские карбонатные отложения. Залежь пластово-сводовая. Коллектора — карбонатные, коэффициент пористости до 7%. Ассельско-сакмарские карбонаты — пористость достигает 12%. За счет неоднородностей в составе карбонатов выявлено несколько залежей. Также есть залежи в верхнепермских отложениях, контролируемые той же структурой.

· Медынь — нефтеносные отложения франского яруса верхнего девона. Плотность нефти 890 кг/м 3 . Есть залежь в каменноугольно-нижнепермских отложениях с еще более тяжелой нефтью.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Открыто в начале 60-х годов, добыча — с 1968 г. Начальные запасы газа оценены в 390 млрд. м 3 . Содержание метана в газе — до 85%, конденсата — 350 г/м 3 . Залежи в каменноугольно-пермских отложениях. Приурочены к антиклинали субмеридионального простирания. Площадь антиклинали 250 км 2 , амплитуда свыше 1,5 км. По сути, эта структура надвигового типа возникла при воздымании Урала, отложения поползли по кунгурским солям. Установлены 2 крупные газоконденсатные залежи:

· В карбонатных отложениях каменноугольно-нижнеартинского возраста.

· Под кунгурской покрышкой.

Харьягинское месторождение — расположено рядом с Усинским, крупнейшее по нефти.

Дата добавления: 2015-02-16 ; просмотров: 30 | Нарушение авторских прав

Источник