Медвежье месторождение нгкм — гигант на севере западно-сибирской равнины

Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение

Медвежье месторождение, открытое в 1967 году, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе и входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В 1971 году на месторождение прибыла экспедиция института СибНИПИгаз (ныне — ООО«ТюменНИИгипрогаз»). Первой задачей было исследование разведочной скважины № 7 для обеспечения газоснабжения поселка Пангоды.

Позже было организовано несколько бригад исследователей, которые постоянно находились на промысле, сменяясь каждые полтора-два месяца.

Медвежье месторождение стало первым из уникальных газовых месторождений Тюменского Севера, поэтому с его началом разработки Мингазпром поставил перед проектным институтом сложнейшую задачу научной проработки проблемы бурения скважин повышенных диаметров обсадных колонн в условиях многолетнемерзлых пород. В 1972 году рекомендации института по технологии бурения и эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты были утверждены. Проектировщиками было предложено использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1–1,5 млн куб. м газа в сутки. Отделом крепления скважин на Межвежьем впервые была использована двухколонная конструкция скважин, которая с тех пор стала применяться повсеместно. Но самый важный технологический прорыв Медвежьего состоит в том, что там впервые в истории газовой отрасли нашей страны был применен эффективный метод кустового бурения, когда на одной площадке располагалось по 3–5 скважин.

Проект обустройства месторождения постоянно корректировался, специалисты института ТюменНИИгипрогаз неоднократно производили корректировку запасов и создавали проекты разработки на основе новых данных. В итоге мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой отказались.

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 пришел в Москву.

В конце 1977 года месторождение вышло на проектный уровень добычи, но тюменские специалисты продолжили работу над этим проектом.

Инженеры изучили работу сепарационного оборудования и благодаря модернизации установок регенерации сумели добиться снижения содержания гликоля до 0,2%.

Были разработаны и внедрены прямоточные центробежные сепарационные и контактные элементы, что привело к существенному увеличению производительности сепараторов и абсорберов — с 3 до 5 млн куб. м газа в сутки.

Одновременно с обустройством месторождения специалисты ТюменНИИгипрогаза занимались проектированием жилых домов и объектов для Надыма, Пангоды и месторождений, создали более 50 проектов, в том числе комплексный план социально-экономического развития Надымгазпрома.

В 2005 году были вскрыты неокомские отложения в сводовой части Медвежьего месторождения, открыты 10 новых залежей газоконденсата, залежи нефти и газоконденсата на Южно-Падинской (ачимовская толща, неоком) и Западно-Юбилейной площадях (пласт Ю1).

Главным объектом Медвежьего месторождения можно назвать Ныдинский участок с его апт-альбскими отложениями. Здесь в декабре 2011 года была запущена УКПГ-Н, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации.

Основные технологические узлы установки изготовил Экспериментальный завод ТюменНИИгипрогаза. Максимальная производительность этой УКПГ по сырому газу — 2,7 млрд куб. м в год, по газовому конденсату — до 60 тыс. т в год.

]

Все технологические процессы максимально автоматизированы, непосредственно на площадке располагается лишь операторная.

За годы эксплуатации с девяти газовых промыслов Медвежьего месторождения добыто около 2 трлн куб. м газа. В настоящее время Медвежье находится на этапе естественного падения добычи газа, запасы выработаны на 80%. Но с учетом реконструкции и технического перевооружения добыча продлится еще как минимум до 2030 года. Планируется, что из девяти промыслов на месторождении останутся шесть. С марта 2015 года проводится реконструкция и техническое перевооружение объектов ГП-4 Медвежьего НГКМ (УКПГ, дожимной компрессорной станции (ДКС), трансформаторной подстанции (ПС), промысловых газопроводов-шлейфов).

Источник: http://proektirovanie.gazprom.ru/press/ehntsiklopediya-proektirovshchika/krupnejshie-proekty/medvezhe-neftegazokondensatnoe/

Аналитика // Нефть и газ

Темпы освоения газовых месторождений Тюменской области не имеют прецедента в мировой практике.

Западная Сибирь — 1,5 млн км2 тайги, болот, тундры, многочисленных водоемов. Край несметных богатств и сурового климата.

Словно зная цену своим кладовым, природа сделала здесь все, чтобы укрыть их от человека. Затянула мощным чехлом наносов — песков и глин, песчаников, известняков, а сверху еще прикрыла непролазными болотами и тайгой. Зимой пятидесятиградусные морозы с наждачным ветром, летом — гнус, мошкара…

В феврале 1963 г начата разработка 1го в Тюменской области Березовского газового месторождения.

Его топливо использовалось сначала для нужд местного рыбоконсервного комбината.

А с вводом в эксплуатацию Пунгинского газоконденсатного месторождения березовский газ поступает в газопровод Пунга — Серов.

Народное хозяйство страны испытывает потребности в более мощном поступлении тюменского газа.

В нем нуждается не только индустриальный Урал, но и другие крупные промышленные центры.

В то время выручить могло только Медвежье месторождение с запасами более 1,5 трлн м3 газа. В июне 1967 г геологами Надымской нефтегазоразведочной экспедиции там была пробурена и испытана 1я скважина дебитом около 800 тыс м3 газа. В январе 1971 г на Медвежье вышли газовики Полярной экспедиции глубокого бурения.

Проходка первой доразведочной скважины №52 шла почти 10 месяцев. Опыта бурения в условиях вечной мерзлоты и с высоким аномальным давлением не было.

Так что объект оказался твердым орешком. А через 1 год, 29 января 1972 г, на месторождение прибыла бригада бурового мастера Василия Марковича Кочерги, которая построила 1ю эксплуатационную скважину. На ее возведение потребовалось лишь 2 месяца.

Сказался уже накопленный опыт и рекомендации геологов Надымской нефтегазоразведочной экспедиции.

Полным ходом шел и монтаж установки комплексной подготовки газа №2 — первенца Медвежьего месторождения.

Еще до ее пуска в эксплуатацию в поселок Пангоды стали прибывать специалисты со старых промыслов страны и вчерашние выпускники нефтегазовых институтов. По инициативе первого генерального директора объединения Надымгазпром В. Стрижова все они принимали участие в монтаже оборудования и пуско-наладочных работах на промысле.

Выгода была налицо: ускорялось возведение объекта, а будущие эксплуатационники загодя знакомились со сложной системой осушки и подготовки газа для дальнейшей транспортировки в магистральных трубопроводах.

Ведь промысел такой производительности — 8 млрд м3 голубого топлива — строился впервые в мировой практике и впервые в условиях вечной мерзлоты.

Все оборудование первенца Медвежьего было экспериментальным.

Конструкторы разработали его специально с учетом больших добывных возможностей месторождения. Учитывалась и рекордная по этому времени пропускная способность установки — 24 млн м3 /сутки газа.

Конечно, для этого требовалось ввести в эксплуатацию десятки высокодебитных скважин.

Вскоре на Медвежьем пробурили 2ю скважину. Затем газ этой скважины и присоединенной разведочной №7 подали для продувки и опрессовки магистрального газопровода (МГП) Медвежье — Надым — Пунга.

Сутками не покидали возводимый в тундре промысел назначенный его начальником выпускник Уфимского нефтяного института С. Пашин, старший инженер В. Загудаев ( Тюменский индустриальный институт) и инженер Р. Каримов (Уфимский нефтяной). Тяготы нелегкого пускового периода разделяли операторы В. Михайлов, Н. Межевич, В. Чентемиров, Н. Теряев и другие.

30 марта 1972 г был подписан акт о приемке в эксплуатацию первенца Медвежьего.

Но на этом беспокойные пусковые дни для будущих газодобытчиков не закончились. Шла доводка «до ума» сложного оборудования промысла.

Незабываемым для коллектива стал май 1972 г, когда газ Медвежьего по МГП устремилось за Уральский хребет. Первые миллионы м3 сибирского газа дали новую жизнь цехам Серовского металлургического комбината и другим промышленным предприятиям Свердловской области.

Уже в 1972 г промысел подготовил для дальнейшей транспортировки почти 1,5 млрд м3 газа. Эксплуатационники усиленно продолжали увеличивать добычу. Отрабатывались схемы очистки и осушки газа.

В 1973 г предприятие вывели на проектный режим, отправив потребителям свыше 8 млрд м3 голубого топлива. А всего за 35 лет первенец Медвежьего поставил народному хозяйству страны около 300 млрд м3 газа.

Вдумайтесь в эту цифру! Это почти половина годовой добычи голубого топлива России!

]

Первенец Медвежьего стал кузницей кадров для многих промыслов объединения Надымгазпром. До его начальника вырос В. Загудаев, впоследствии ставший заместителем заведующего отделом нефти, газа и геологии обкома партии. Сейчас Валерий Павлович — помощник председателя областной Думы.

Простым оператором начинал на первенце Медвежьего А. Ананенков, впоследствии генеральный директор объединения Ямбурггаздобыча, а в настоящее время — первый заместитель председателя правления «Газпром». Когда на Уренгое вводили в эксплуатацию первый промысел, руководить им направили С. Пашина.

К тому времени Сергей Тимофеевич уже приобрел солидный опыт на Медвежьем. Здесь были все предпосылки: молод, инициативен, стремится ко всему новому, передовому, умеет поднять народ на большие дела.

Свой путь на Заполярном Севере Сергей Пашин закончил генеральным директором объединения Ямбурггаздобыча.

Ордена Ленина удостоился за работу на промысле оператор В. Михайлов.

Следом за первым промыслом на Медвежьем смонтировали еще 9. А вообще-то их было запланировано 10.

На последнем конструкторам и эксплуатационникам удалось внести целый ряд новых разработок и удвоить его производительность до 15 млрд м3. Таким образом удалось сэкономить десятки миллионов рублей по тем временам.

Опыт, приобретенный при освоении Медвежьего, широко применили на Уренгое и Ямбурге. Вскоре месторождение вывели на проектную мощность — 65 млрд м3/год газа.

Сейчас Медвежье находится в стадии падающей добычи. Конечно, сказался чрезмерный отбор газа из продуктивных пластов, что очень подорвало «здоровье» месторождения.

Наверное, стоит принимать во внимание и внутреннее положение страны, и международную обстановку в условиях наступающего экономического кризиса в конце 60х и начале 70х г. Нефть и газ Сибири очень выручили тогда народное хозяйство России и стран соцлагеря. Польша сократила добычу угля в Силезском бассейне, Венгрия — в Татабанье, а ГДР — бурого угля.

Но Медвежье еще не сказало своего последнего слова. Идет подготовка к добыче так называемого низконапорного подошвенного газа.

За 35 лет в объединении «Надымгазпром» сменилось несколько генеральных директоров. Но в памяти ветеранов месторождения навсегда остался первый — Владислав Стрижов, в честь которого назван теплоход Черноморского пароходства.

Огромный вклад в развитие газодобычи и решение социально-экономических задач г.Надыма и района внес Валерий Ремезов. Сейчас объединением руководит выпускник Тюменского индустриального института Виктор Иванович Кононов. За его плечами освоение промыслов Березова, Вынгапура, Уренгоя.

Он достойно продолжает традиции первых генеральных директоров «Надымгазпрома».

Сейчас месторождение разрабатывает дочернее предприятие Газпрома — Газпром добыча Надым.

Что Вы знаете о Медвежьем?

Источник: https://neftegaz.ru/analisis/view/7682-Medvezhe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie-Tyumenskoy-oblasti

«Первая скважина» Медвежьего

В музее Медвежинского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Надым» в поселке Пангоды 30 мая вручили памятный знак «Первая скважина».

Почетными гостями и участниками мероприятия стали руководители и ветераны Медвежинского газопромыслового управления, представители органов власти, ветераны-геологи. Памятный знак «Первая скважина» депутат Тюменской областной Думы Фуат Сайфитдинов передал главному геологу Медвежинского управления Денису Шемякину.

«Вручая этот памятный знак, мы отдаем дань уважения геологам-первопроходцам, благодаря которым открыт первый газовый гигант Западной Сибири — месторождение Медвежье. Именно отсюда началась великая история Западносибирского газа, которая имеет славное продолжение на других северных месторождениях», — сказал Фуат Сайфитдинов.

В рамках регионального проекта «Моя профессия — геолог» такие знаки устанавливают на скважинах-первооткрывательницах всех крупных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа.

Открывшую в 1967 году месторождение Медвежье скважину Р-2, давно ликвидировали. Знак решили передать в музей. Однако последние сейсмогеологические исследования показали, что рано ставить крест на Медвежьем месторождении.

Есть ещё потенциал у легенды предприятия «Газпром добыча Надым».

Вторая жизнь Медвежьего
Потенциал Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения огромен — его скрытые резервы удивляют. На пятом десятке своей эксплуатации легенда преподнесла сюрприз в виде сенонской залежи, относящейся к категории крупных. По прогнозам, её запасы оценивают в 890 миллиардов кубометров газа!

Начало освоения залежи положила горизонтально-направленная скважина 4С, пробуренная в конце прошлого года. На данный горизонт ранее построили скважины 1С и 2С, но только «четверка» дала высокие показатели промышленного притока газа.

Освоение скважины началось менее месяца назад — фонтан получили после интенсификации притока методом многостадийного гидроразрыва пласта.

После отработки скважины её испытают на продуктивность — уточнят параметры работы: суточный дебит и пластовое давление.

Глубина залегания сенонских отложений малой березовской свиты составляет около 950 метров, их ещё называют надсеноманскими, поскольку они метров на сто выше сеномана.

Сейсморазведку на этой площади начали в 2014 году и продолжают до сих пор уже параллельно с поисково-оценочными работами.

Это необходимо для уточнения границ контура сенонских отложений для построения геологической модели залежи.

Сенонский газ считают трудноизвлекаемым, поскольку отложения представлены сложнопостроенным коллектором с низкой пористостью и проницаемостью.

Поэтому возникает необходимость проведения гидроразрыва пласта и бурения скважин с горизонтальным окончанием, которые по сравнению с вертикальными являются более дорогостоящими.

Высокую эффективность экономической составляющей определяют относительно малыми глубинами залегания продуктивных отложений и возможностью перевода уже существующих эксплуатационных скважин из нижних горизонтов.

«Открытие сенонской залежи, безусловно, крайне важное событие для развития перспектив Медвежьего месторождения и компании в целом, — подчеркнул генеральный директор ООО «Газпром добыча Надым» Сергей Меньшиков.

— Наличие уникального по запасам газового скопления в надсеноманских отложениях Медвежьего вала не вызывает сомнений, но о точных объемах промышленных запасов углеводородов судить пока еще рано. Сначала нам необходимо доисследовать залежь и подтвердить прогнозные, перспективные ресурсы.

Составив оперативный подсчет запасов и технико-экономическое обоснование, мы представим их на рассмотрение в ПАО «Газпром», а потом — в Федеральное агентство по недропользованию на экспертизу для постановки на государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ.

Мы возлагаем большие надежды на открытые сенонские отложения. Это результат скрупулезной геологоразведочной работы, которую проводит наше предприятие».

]

Программа разведки залежи довольно продолжительная, план мероприятий расписали до 2025 года. «Разведочных скважин по сенонским отложениям запланировали еще восемь. В этом году мы будем бурить скважину 3С, примерно той же конструкции, с тем же профилем, что и 4С. Уже определили точку её заложения.

Мы открыли новую залежь на «Медвежке», но не хотим забегать вперед. Вот когда поставим запасы на баланс, тогда и можно будет говорить о «второй жизни» Медвежьего месторождения.

Хочется надеяться, что так оно и есть, мы все для этого делаем», — сказал начальник геологического отдела «Газпром добыча Надым» Сергей Нерсесов.

По результатам сейсморазведки площадь покрытия сенонской залежи превышает контуры давно разрабатываемых сеноманских отложений «Медвежки».

Строить новые перерабатывающие мощности для добычи сенонского газа не планируют, будут использовать действующее оборудование месторождения. Тем более что в районе скважины 4С проходят шлейфы газосборной сети зоны ГП-1.

Масштабные работы по реконструкции и техническому перевооружению объектов Медвежинского газопромыслового управления могут обеспечить необходимое инфраструктурное оснащение.

Мария Галлямова,
ООО «Газпром добыча Надым».

8.8

Источник: http://sever-press.ru/economp/item/19799-pervaya-skvazhina-medvezhego

Нефть Западной Сибири

Западная Сибирь — крупнейшая нефтегазоносная провинция, начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесь открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России.

Благодаря открытию уникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоению удалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место в мире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. т нефти, что составляет 45% накопленной добычи России.

Крупнейший нефтегазоносный бассейн мира расположен в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3, 5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста.

Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1, 1%), и парафина (менее 0, 5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.  Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти.

Добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности — старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318. 272. 101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года — 303.

872. 124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12. 511. 827 тонн.  В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. 

Ханты-Мансийский АО (площадь — 523,1 тыс. кв. км., население — 1301 тыс. чел., центр — Ханты-Мансийск) — богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в целом. Производит две трети добываемой в стране нефти, имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку.

Важнейшую роль в сырьевой базе играют крупнейшие (9 ) и крупные (77) месторождения, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной отработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское, в значительной степени выработаны и обводнены (на 80-90%).

В то же время ряд резервных крупных месторождений (Приобское, Приразломное, Красноленинское и др.) разрабатываются на режимах ограниченного отбора.

Из-за выборочной разработки наиболее крупных и высокодебитных месторождений и залежей структура разведанных запасов нефти в Ханты-Мансийском АО непрерывно ухудшается, общий потенциал неразведанных ресурсов нефти является практически крупнейшим в России, хотя и не предвещает улучшения качественных характеристик сырьевой базы.

Ямало-Ненецкий автономный округ (площадь — 750,3 тыс. кв. км., население — 465 тыс. чел.

, центр — Салехард) также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с ХМАО их структура сложнее, так как преобладающую роль имеют нефти высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояхское месторождения). Разрабатываются 26 из 129 нефтяных месторождений.

В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 42% текущих разведанных запасов нефти. С севера к ЯНАО примыкает акватория Карского моря, которая рассматривается как непосредственное продолжение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с богатейшим потенциалом ресурсов.

При незначительных объемах буровых работ, начатых в 1989 году, здесь открыто два газовых месторождения-гиганта (Ленинградское и Русановское), что подтверждает высокий нефтегазогеологический прогноз. Несомненно, что в будущем освоение нефтяных ресурсов Карского моря будет тесно связано с инфраструктурой ЯНАО.

Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Таловое).

Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17,58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1,8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.

  Остальные административно-территороиальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти в Западной Сибири.

В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только 3 (Кальчинское в Тюменской, Прирахтовское в Омской и Малоичское в Новосибирской областях) находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны. 

Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21 сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ. Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.

21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года — Усть–Балыкское, в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1 декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское нефтяные месторождения.

Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов составляет более 14 млрд.

]

т условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа.

Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны.

В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей. 
Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране – Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т. Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т.

Далее идут Приобское нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т, Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6 млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно: Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4 трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.

Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн.

т, в том числе в Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн.

т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.

В Западной Сибири высокие темпы освоения запасов преимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивных запасов и ресурсов нефти и газа, объем которых в настоящее время составляет несколько десятков миллиардов тонн.

Учитывая, что в России высокий уровень добычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоение этих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категории трудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.

Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти и газа Западной Сибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи.

Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций в разведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевой базы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективных технологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов.

Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученности ресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразность освоения в качестве классификационных признаков.

Открытые месторождения полезных ископаемых — это только часть потенциала северных территорий и акваторий России. Для их выявления, для обеспечения долгосрочного устойчивого развития этих сырьевых баз необходимо проводить геологоразведочные работы.

Источник: http://biofile.ru/geo/7356.html

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Предыдущая234567891011121314151617Следующая

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция соответствует эпипалеозойской платформе, занимает значительную часть терри-

Рис. 66. Приразломное месторождение. Структурная карта кровли продуктивного пласта I: 1 —разведочные скважины; 2 —разломы; 3 — изогипсы, м; 4 — абсолютная отметка кровли продуктивного пласта I

тории громадной Западно-Сибирской низменности, имеющей пло­щадь около 3,5 млн. км2. Она ограничена на западе горными соору­жениями Урала, на востоке — древними отложениями Енисейско­го кряжа и Восточно-Сибирской платформы, на юге — структурами Северного Казахстана, Салаира, Кузнецкого Алатау, Алтая и др.

Планомерные нефтегазопоисковые работы начаты в 1948 г. Пер­вое месторождение в Западной Сибири — Березовское — открыто в сентябре 1953 г. Промышленные притоки газа были получены в од­ноименной опорной скважине из верхнеюрских отложений.

В ко­роткий срок на этой территории был выявлен и подготовлен к бу­рению ряд перспективных для поисков залежей нефти и газа струк­тур. В 1960 г. была получена первая промышленная нефть из юрских отложений на Трехозерной площади Тюменской области, а в 1961 г.

в Широтном Приобье открыто Усть-Балыкское нефтяное месторож­дение. В 1962 г. было выявлено Тазовское газовое месторождение

на севере Западной Сибири. С этого времени внимание геологов- разведчиков сосредоточилось на двух главных направлениях — по­исках месторождений в Широтном Приобье и на севере Тюменской области.

На севере Тюменской области были открыты гигантские газовые месторождения — Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ям- бургское и другие, а в Широтном Приобье — Самотлорское, Мамон- товское, Федоровское, Правдинское и другие месторождения неф­ти. В 1964 г.

на Усть-Балыкском месторождении была начата добы­ча нефти, а в 1963 г. на Березовском месторождении — добыча газа.

На огромной территории Западной Сибири выросли новые крупные города — Нижневартовск, Сургут, Новый Уренгой и другие, строится система мощных и протяженных трубопроводов. Благода­ря проведению комплексных научно обоснованных работ за 30-лет­ний период геологическое строение региона было изучено достаточ­но полно. Здесь открыто около 600 месторождений нефти и газа.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет срав­нительно простое строение осадочного чехла. Соответствую­щая низменности крупная депрессия по поверхности палеозой­ского фундамента выполнена песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, мощность которых возрастает от 3000 м в центральных частях до 10 000 м и более в северных райо­нах депрессии.

В тектоническом отношении в Западно-Сибирской депрессии выделяются три крупных тектонических элемента — Внешний пояс, Центральная и Северная тектонические области (рис. 67).

В пределах Внешнего пояса глубина до фундамента, как правило, не превышает 2000 м.

Здесь преобладают унаследованные от струк­тур фундамента положительные структурные элементы — выступы, моноклинали и структурные носы, разомкнутые главным образом в сторону горного обрамления.

Общая площадь впадины в пределах этого Крупного тектонического элемента не превышает 25% от об­щей площади тектонического пояса.

]

В пределах Центральной тектонической области площадь поло­жительных структур, представленных сводами, валами, куполовид­ными поднятиями, составляет 40% от территории области, значи­тельная часть которой представлена отрицательными структурами типа впадин и прогибов.

Своды и валы по поверхности фундамента имеют амплитуду до 600 м, последовательно снижаясь вверх по разрезу и нередко дости­гая по отложениям палеогена 60 м. Размеры их значительны. Так, Сургутский и Нижневартовский своды имеют площадь около 20 тыс. км2 каждый.

Глубинное строение Северной тектонической области изуче­но пока слабо. Для этой территории характерно преимущественное развитие крупных линейно вытянутых замкнутых валов и прогибов

Рис. 67. Карта нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции

(по данным И. И. Нестерова, Ф. К. Салманова и др.). Месторождения: 1 — нефтяные, 2 — газовые, 3 — газоконденсатные; границы: 4 — Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, 5 — нефтегазоносных областей, 6 — между Внешним поясом и Центральной

тектонической областью; 7 — Северной тектонической области.

Структурные элементы: I — Верхнекодинский мегапрогиб, II — Березовская моноклиналь; III — Ярсомовский мегапрогиб; IV— Колтогорский мегапрогиб; V— Пурпейский мегапрогиб, VI — Сосьвинский свод, VII— Красноленинский свод, VIII— Сургутский свод, IX— Нижневартовский свод, X — Пойкинский вал, XI — Салымское краевое поднятие, XII— Верхнесалымское краевое поднятие, XIII — Александровский мегавал, XIV— Верхнедемьянский мегавал, XV— Каимысовский свод, XVI — Уренгойский свод, XVII — Медвежий вал,

XVIII — Новопортовский вал. Месторождения: 1 Харасавейское, 2— Бованенковское, 3— Нейтинское, 4 — Арктическое, 5— Среднеямальское, 6— Нурминское, 7— Новопортовское,

8 — Ямбургское, 9 — Семаковское, 10 — Сузунское, 11 — Тазовское, 12— Заполярное, 13 — Русское, 14 — Южно-Русское, 15 — Северо-Уренгойское, 16 — Уренгойское, 17 — Песцовое, 18 —Медвежье, 19 — Надымское, 20 — Юбилейное, 21 — Ямсовейское, 22 — Северо-Комсомольское, 23 — Комсомольское, 24 — Губкинское, 25 — Западно-Таркосалинское, 26— Восточно-Таркосалинское, 27 — Айваседопурское, 28— Етыпурское,

29 — Вэнгапурское, 30 — Ярайнерское, 31 — Холмогорское, 32 — Большекотухтинское, 33 — Северо-Варьеганское, 34 — Варьеганское, 35— Тюменское, 36 — Ванеганское, 37 — Гунеганское, 38 — Повховское, 39 — Ватьеганское, 40 — Коголымское, 41 — Тевлинское, 42 — Лобатюганское, 43 — Нижнесартымское, 44 — Конитлорское, 45 — Декабрьское, 46— Верхнеляминское, 47 — Айпимское, 48— Тайбинское, 49 — Лянторское, 50- Западно-Минчимкинское, 51 — Яунлорское, 52 —Быстринское, 53 — Покачевское, 54 — Самотлорское, 55 — Вартовско-Соснинское,

56 — Среднебалыкское, 57— Мамонтовское, 58 — Правдинское, 59 — Салымское, 60 — Верхнесалымское, 61 — Южно-Мыльджинское, 62 — Лугинетское, 63 — Останкинское, 64 — Путинское, 65 — Лемьинское, 66 — Даниловское, 67 — Березовское, 68 — Картопьинское, 69 — Карабашское, 70 — Усановское, 71 — Урненское

субмеридионального и северо-восточного простирания. Поверх­ность резко дифференцированного фундамента здесь установлена на больших глубинах, достигающих в Пурском прогибе 11 км. Ам­плитуда валов и сводов по поверхности фундамента достигает 1500 м. Суммарная площадь положительных структурных элементов со­ставляет около 20% от всей площади области.

Локальные структуры Северной, Центральной областей и Внеш­него пояса развивались главным образом в процессе осадконакопле- ния. Для них характерно преимущественное замедление роста вверх по разрезу от 800 до 10 м.

Размеры структур колеблются от 2×3 до 30×50 км. Отдельные структуры достигают размеров 150×50 км. Углы наклона по нижним отложениям осадочного чехла не превышают 2—5°, а по палеогеновым отложениям — 20—30'.

В мощном осадочном чехле Западно-Сибирской провинции, представленном песчано-глинистыми отложениями, промышленно продуктивные горизонты выявлены в отложениях от среднеюрского до туронского возраста.

В разрезе выделяется ряд нефтегазоносных горизонтов, од­нако основные потенциальные запасы нефти и конденса­та сосредоточены в валанжинско-готеривском нефтегазоносном горизонте и частично в аптских и юрских отложениях, а газа — в аптско-сеноманском нефтегазоносном комплексе. Валанжинско- готеривский нефтегазоносный горизонт представлен в основ­ном морскими и прибрежно-морскими песчано-глинистыми алевролито-глинистыми отложениями. Глубина залегания горизон­та — от 400 до 1200 м, мощность — 300-1000 м.

В пределах Западно-Сибирской провинции выделяются 10 не­фтегазоносных областей: Приуральская, Фроловская, Каймысов- ская, Васюганская, Пайдугинская, Среднеобская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Южно-Ямальская и Гыданская. С целью более пол­ного освещения основных типов месторождений нефти и газа при­водится описание главных и наиболее типичных областей, содержа­щих значительное число месторождений.

Предыдущая234567891011121314151617Следующая

Источник: https://lektsia.com/7x47b.html

Большая нефть Сибири

«Но только у геолога заветная мечта

Умыться черной нефтью из фонтана»

(Из песни 70-х, посвященной геологам).

«Недра не подведут, если не подведут люди» (Академик Иван Губкин).

Сейчас пожалуй не найти человека, который не знал бы о том, что Сибирь богата не только лесом и пушниной, а нефтью и газом.

Однако еще всего полвека назад никто не знал, какие сокровища хранятся в подземных кладовых Тюменской области, раскинувшейся на тысячи километров с юга на север, до Северного Ледовитого океана.

История освоения нефтяных и газовых богатств началась лишь во второй половине ХХ столетия, и она стоит того, что бы рассказать ее подробно.

Еще в первой половине ХХ века никто и не предполагал наличие в Сибири нефти или газа. В те времена основным местом нефтедобычи был район Баку, где и концентрировались основные нефтепромыслы. Первым человеком, кто высказал догадку о наличии нефти к востоку от Волги, был академик Иван Губкин.

В своем фундаментальном труде «Учение о нефти», ставшей квинтэссенцией мировых знаний о нефти того времени, он сделал прогноз о наличии нефти в районе, названном позже «Вторым Баку» — между Волгой и Уралом. Также не исключалась возможность наличия нефти в районе Западно-Сибирской низменности.

Его усилиями были организованы поисковые работы, которые блестяще подтвердили предположения академика. Открытое в 1932 году Ишимбаевское нефтяное месторождение стало первой ласточкой нового нефтеносного района. Татарская и башкирская нефть, открытые перед войной, сделали важный вклад в победу над фашистской Германией.

А к началу 50-х годов добыча нефти во «Втором Баку» превысила нефтедобычу в Баку первом.

Но поисковые партии шли все дальше и дальше на запад. И вот в 1948 году министр геологии Советского Союза И. Малышев утвердил решение о начале широкомасштабных поисковых работ с целью обнаружения нефти и газа в Западной Сибири.

В этом же году была основана Тюменская нефтеразведочная экспедиция. А в следующем году бригадой Б.Н. Мелик-Карамова была пробурена и первая поисковая скважина.

В этом случае результат был отрицательным, но начало пути, приведшего в конце концов к успеху, было положено.

Кстати, это место, на котором сегодня установлен памятный знак, находится теперь в городской черте Тюмени.

Поисковые буровые понемногу продвигались к северу. И вот через 4 года произошел случай, который подтвердил правильность предположений академика Губкина.

21 сентября 1953 года на буровой, находящейся недалеко от деревни Березово произошел мощный выброс природного газа. Парадоксально, но к этому моменту поисковые работы в этом районе были почти завершены. Конечно, можно сказать, что в данном случае просто повезло.

Но жизнь показывает, что везет лишь самым настойчивым. И настойчивость поисковиков была вознаграждена сполна.

Теперь поисковые работы стали еще более настойчивым. Следующий большой успех пришел в 1959 году. Поисковая скважина № 6 (интересная деталь — по ошибке она была установлена примерно в двух километрах от запланированного места) вскрыла большой нефтегазоносный пласт возле села Шаим к северу от Тюмени.

Теперь открытия полши по нарастающей. В течении нескольких лет был открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений в окрестностях Сургута — Западно-Сургутское, Мегионское, Усть-Балыкское, Пунгинское и другие.

]

А в 1962 году было открыто первое месторождение природного газа в Заполярье — Тазовского месторождения (вблизи поселка Таз).

Все это стало причиной того, что в 1964 году Совет Министров СССР принял постановление «Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области».

Это событие дало начало полномасштабной комплексной программы по освоению Западной Сибири и Крайнего Севера. И в этом же году началось строительство первого магистрального трубопровода от открытого месторождения.

Им стал нефтепровод Шаим — Тюмень, успешно завершенный в 1965 году.

Год 1965 стал эпохальным. Именно тогда было открыто одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений — Самотлорское. В том же году поисковики открыли огромное Заполярное газоконденсатное месторождение.

Год спустя последовало открытие крупнейшего в мире Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

В 1967 году были открыты Надымское и Медвежье газовые месторождения, а 1969 год дал стране новое газоконденсатное месторождение мирового уровня — Ямбургское.

Эти открытия, сделанные всего-навсего за какой-то десяток лет, вывели СССР на первое место в мире по запасам газа и сделали его одной из ведущих стран по запасам нефти. Энергетическая независимость страны была обеспечена на десятки лет вперед.

А сама Западная Сибирь стала развиваться невиданными темпами. Старые деревни и поселки в считанные годы превращались в большие города. На месте рабочих поселков геологов и буровиков возникали новые города. Так был основан город Ноябрьск, население которого в считанные годы достигло 100 тысяч человек.

А население Сургута, основанного еще в 1594 году, к середине 80-х годов всего за два десятилетия увеличилось с 6 до 250 тысяч человек. При этом была создана вся необходимая для жизни горожан инфраструктура — школы, больницы, кинотеатры и библиотеки.

Начатая в 1965 году железная дорога от Тюмени достигла Сургута и Нижневартовска.

Во второй половине 80-х добыча нефти и газа достигла пика. В те же времена было закончено строительство магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород, по которому природный газ экспортировался в Западную Европу. А еще раньше, в 60-х — первой половине 70-х годов были построены магистральные нефтепроводы «Дружба» и «Дружба-2», по которым нефть экспортировалась в страны СЭВ.

К сожалению, последовавший за этим кризис конца 80-х — начала 90-х, приведший к распаду СССР далеко не лучшим образом сказался и на состояние нефте- и газодобычи, которые в 90-е годы существенно уменьшились. Отчасти это произошло и из-за того, что ряд месторождений оказались выработанными, а новых открыто не было из-за скудного финансирования в те годы поисковых работ.

Однако сейчас ситуация более-менее стабилизировалась. Значительно сократилась безработица, почти прекратился отток жителей на Большую Землю.

История открытия сибирской нефти, давшая жизнь сегодняшней Западной Сибири — одна и самых ярких и славных страниц в истории этого края.

Источник: http://sib.net/tyumen/bolshaya-neft-sibiri/

Ссылка на основную публикацию