Перспективы освоения Российского сектора Каспийского моря

Содержание 

Введение………………………………………………………………………………….3

          Общие сведения о Прикаспийской нефтегазоносной провинции…………………....4

Нефтеносность…………………………………………………………………………...4

Перспективы освоения Российского сектора Каспийского  моря…………….………8

Заключение……………………………………………………………………………...11

Список литературы……………………………………………………………….…….12 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

   Прикаспийская нефтегазоносная провинция является одной из крупнейших в нашей стране, она располагает большими возможностями для открытия крупных зон нефте газонакопления и отдельных месторождений в подсолевом комплексе. Несмотря на невысокую изученность, здесь уже обнаружено несколько крупных и уникальных газо-конденсатных и нефтяных месторождений, еще большими прогнозными запасами она обладает.

   В обозримом  будущем Каспий по запасам энергоносителей  не сможет конкурировать с нефтяными  ресурсами Персидского залива или  огромными газовыми месторождениями  Севера европейской части России и Сибири.

   Каспийский  регион наряду с Североафриканскими странами  и Россией может стать одним из основных поставщиков газа в Европу, после прогнозируемого истощения месторождений Северного моря. Поэтому разведка и освоение месторождений Прикаспийского осадочного бассейна являются важными геологическими задачами, которые решаются в настоящее время.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 Общие сведения о Прикаспийской нефтегазоносной провинции

 Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы в пределах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинском областей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской, Астраханской областей и Калмыкии Российской Федерации и северной части шельфа Каспийского моря. Общая площадь провинции 500 тыс, км², в том числе в России 120 тыс. км²

 В тектоническом отношении (рис. 52) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30% и кайнозойские — 10%.

 Прикаспийская мегасинеклиза является крупнейшей наземном шаре областью развития соляной тектоники. Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, массивов иногда достигающих огромных размеров (1000- 1500 м прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соляные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа и создавав новые в надсолевом этаже. Общее число соляных структур превышает 1700. Подсолевые отложения, которые являются основным объектом нефтегазодобычи, залегают на больших глубинах и изучены бурением лишь в бортовых частях провинции.

 Фундамент мегасинеклизы докембрийский гетерогенный архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно байкальский. Глубина залегания его поверхности на севере и западе 7 7,5 км, на юге и востоке 6 - 7 км, в зонах поднятий и на Астраханскомсводе 7,5-8 кми до 9-10 км в разделяющих седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к центральной части до глубины 18-22 км. Мощность осадочного чехла по геофизическим данным 20-22 км. Максимальная мощность пород палеозоя – 13 км, мезозоя -4,5 км, кайнозоя-3,5 км.

 Морские отложения занимают свыше 90% разреза, среди них карбонатных пород 20-25%[3]

 Нефтеносность.

 Первые месторождения нефти в Эмбинской области были известны еще в XIX веке. К настоящему времени в Прикаспийской нефтегазоносной провинции открыто свыше ста двадцати месторождений: 60 нефтяных, 22 нефтегазовых, 11 нефтегазоконденсатных, 7газокон-денсатньгх, 18 газовых, среди которых такие гигантские по геологическим запасам, как Тенгизское (нефтяное), Карачаганакское (газоконденсатное), Астраханское (газоконденсатное) и др.

 Прикаспийской провинции в надсолевом комплексе залежи пластовые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, сбросами в своде и на периферии, плоскостью несогласия в подошве трансгрессивного комплекса, реже литологически ограниченные. В подсолевых отложениях залежи массивные, массивно пластовые, пластовые, изредка с литологическими ограничениями. На месторождениях количество продуктивных залежей варьируется в широких пределах, от единиц до нескольких десятков.

 На основании данных геофизических исследований и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО. На территории РФ расположены 4: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая. [6]

 В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему вскрытому разрезу осадочного чехла.

 В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноугольным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и западе среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верхнекаменноугольным-нижнепермским.

 В подсолевых отложениях открыто около 40 залежей, преимущественно массивного типа, в основном газоконденсатные, с аномально высокими пластовыми давлениями. Залежи в карбонатных резервуарах в подсолевых отложениях повсеместно содержат сероводород наиболее высокие концентрации которого отмечаются в южном секторе мегасинеклизы и умеренное в северном и западном.

 Нефти палеозойских подсолевых пород метанонафтенового состава в основном легкие с плотностью 833 — 823 кг/м³, малопарафинистые; содержание в %: бензиновых фракций 23 — 33, смол 10—15 и асфальтенов до 1,2. [2]

 В надсолевом этаже Прикаспийской провинции выделяются два основных региональных нефтегазоносных комплекса: терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-терригенный юрско-меловой. С ними связаны многочисленные средние чаще мелкие нефтяные и газовые месторождения в ловушках, обусловленных соляно-купольной тектоникой. Перспективы дальнейшего наращивания запасов УВ в надсолевом комплексе достаточно высоки.

 Среднедевонские отложения в объеме эйфельского и живетского ярусов сложены темно-серыми, почти черными известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти.

 Среднефранско-нижневизейский комплекс имеет сложное фациальное строение и различную полноту разрезов. Мощность комплекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые залежи на Западно-Ровенском и Краснокумском месторождениях.

 На северо-западном прибортовом уступе Прикаспийской синеклизы, где мощность комплекса достигает 1000 м , выявлены отдельные рифогенные массивы. В юго-западной бортовой зоне (Северо-Сарпинская площадь) нижняя часть комплекса представлена песчаниками с прослоями доломитов и известняков задонско-елецкого возраста, верхняя — данково-лебедянским глинистыми известняками. На юго-восточном и восточном бортах впадины комплекс представлен терригенными образованиями.

 Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом

 терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоями углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Саратовском участке борта впадины. Продуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя открытая пористость 12- 15%, проницаемость - 0,22-0,3мкм².

 В юго-западной части бортовой зоны и на юге впадины средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250м. На юго-востоке представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов.

 Верхневизейско-нижнебашкирский НГК повсеместно развит на территории провинции. На него приходится основная часть промышленных запасов углеводородов. Сложен известняками, доломитами, мергелями. Среди известняков широко распространены биоморфно-детритовые разности, обогащенные фораминиферами, водорослями, остракодами. Породы интенсивно выщелачены и кавернозны. Мощность комплекса 100 - 800 м. В центральных районах впадины и в северо-западной внутренней прибортовой зоне мощность уменьшается. В этом комплексе широко развиты мелководные карбонатные осадки и органогенные постройки разного типа с высокими емкостными и фильтрационными свойствами.

 С верхневизейско-нижнебашкирским НГК связаны основные продуктивные горизонты в разрезах Карачаганакского, Астраханского газоконденсатных месторождений.

 Для комплекса характерны массивные резервуары мощностью от десятков до тысячи метров. Средняя пористость коллекторов 10—12%, реже — 20%. Покрышками являются глины мелекесско-верейской толщи, глинисто-карбонатные породы подсолевой нижней перми и кунгурскойсоленосной толщи.

 Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонатными и сульфатно-карбонатными породами. Мощность комплекса до 800 м. К внутренним районам впадины каменноугольные и нижнепермские мелководные шельфовые известняки сменяются глубоководными кремнисто-глинистыми породами. Участки резкого увеличения мощностей связаны с рифовыми постройками. Пористость пород комплекса 11,5—15%, проницаемость низкая.

 Среднекаменноугольно-ннжнепермский карбонатный НГК занимает второе место после нижнее-среднекаменноугольного комплекса по распределению промышленных запасов углеводородов.

 Среднеюрский НГК мощностью до 700 м представлен терригенными породами, в которых выделяются около 16 продуктивных пластов мощностью от 10 до 25 м. Среднеюрские отложения в центральных и западных районах представлены песчано-глинистыми осадками морского происхождения. Высокими коллекторскими свойствами обладают среднеюрские песчаники в западной прибортовой зоне мегасинеклизы: пористость от 16 до 35%, проницаемость — до 1,27 мкм². Песчанистость среднеюрской толщи возрастает к востоку провинции. Промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений связана в основном с лагунно-континентальными фациями байосского и батского ярусов. Залежи встречены в песчаниках погребенных речных долин и палеодельт. Со среднеюрскими отложениями связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого этажа провинции.

 Верхнеюрский НГК мощностью до 330 м приурочен к песчаникам и известнякам, которые нефтегазоносны на Старшиновском, Таловском, Спортивном, и др. месторождениях.

 Нижнемеловой НГК мощностью до 1540 м представлен терригенным комплексом отложений, в которых выделяются до 14 продуктивных песчаных пластов мощностью 10 — 20 м. Открыты залежи нефти на Байчунасском, Каратонском, Макатском, Кульсаринском, Кенкиякском, Искине-Камышитовом и др. месторождениях.

 Перспективными НГК провинции в подсолевом этаже являются нижнекаменноугольно-верхнедевонский, который выражен преимущественно карбонатными разностями пород, и девонский терригенный комплексы, продуктивные в области северного борта.9КАЛамкаров.

 Сложное тектоническое строение и литофациальные условия распространения нефтегазоносных комплексов обусловили специфическую территориальную зональность распределения углеводородов и определили принципы районирования Прикаспийской нефтегазоносных областей с учетом определяющего влияния структур подсолевых отложений. Нефти с месторождений Прикаспийской провинции разнообразны. Замечено, что от внешних зон к центру Прикаспийской мегасинеклизы состав нефти изменяется в сторону увеличения содержания легких фракций. Одновременно появляются газовые шапки. Нефти юры, триаса и перми легкие, менее смолистые, чем меловые, и содержат больше легких фракций и парафина. С юга на север уменьшается смолистость нефтей. В юрских отложениях преобладают метаново - парафиновые, в меловых - нафтеново - метановые. [2]