площадь федоровского месторождения нефти

Видео:1972г. месторождение нефти "Фёдоровское". Тюменская облСкачать

Фёдоровское нефтяное месторождение

Видео:oryginaliussewen-фёдоровское месторождение аварияСкачать

Уникальность Фёдоровского месторождения нефти

Будучи самыми масштабными в стране, нефтяные месторождения Югры дали начало новой жизни многим городам края.

С тех пор как в 1953 году в воздух забил первый нефтегазовый фонтан нового месторождения, нефть из этого региона неиссякаемым потоком идет потребителям.

На открытии одного месторождения геологи не остановились, и в течение десятилетия ландшафт Ханты-Мансийского национального округа (официальное именование края на тот момент) украсился новыми нефтяными вышками. Но начиналось все не так радужно.

Поиски нефтяных месторождений в Югорском крае (территория современного Ханты-Мансийского АО) начались в 40-х годах прошлого века. Место было выбрано неспроста, поскольку геофизические расчеты специалистов недвусмысленно указывали на вероятные огромные залежи нефти.

Неутешительные отчеты, уходившие в Министерство нефтяной промышленности СССР, ставили крест на дальнейших поисках или, по крайней мере, сильно их тормозили. С переменным успехом работы велись до 1960 года, пока ситуация в корне не изменилась.

В январе на пост главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции был назначен Виктор Петрович Фёдоров.

Обладая громадным опытом и практическими достижениями (чего стоит одно только открытие Ставропольского газового месторождения в 1949-м), он принялся за работу.

Спустя пять лет непрекращающихся поисков и анализов полученных данных, Фёдоров определил направление конкретных поисков, и дело сдвинулось с мертвой точки.

Место расположения Фёдоровского месторождения

Применяя тактику глубокого бурения, одно за другим были открыты Мегионское, Сургутское, Партсъездовское месторождения (всего 25 в крае).

Месторождение, получившее имя гениального ученого-инженера, было открыто через шесть лет после его кончины – в 1971 году. Оно находится в 75 км к северу от Сургута (ХМАО) на глубине 1,9 – 3,1 км.

Сухой канцелярский язык сообщает, что местность является центральной частью Сургутского нефтегазового района Среднеобской нефтегазоносной области.

Геологическая терминология дополняет, что месторождение расположено на Фёдоровском куполовидном поднятии Сургутского свода и являет собой «брахиантиклинальную складку с сильно изрезанными очертаниями, линейно-вытянутой формы в меридиональном направлении».

Площадь всего поднятия равна 850 кв. км, с амплитудой до 37 м.

Технические характеристики Фёдоровского месторождения

Площадь месторождения составляет около 1900 км2, плотность нефти – 0,85–0,9 г/см3. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации) и разрабатываемым (характер промышленного освоения).

Начало освоения Фёдоровского месторождения

Итак, открытое в 1971 г. месторождение в 1973 г. было введено в эксплуатацию. Первые же годы показали, что определять объемы добычи нефти будет не само месторождение, а инфраструктура вокруг него.

Максимальный эффект достижим только при доставке бурильного оборудования и наладки его в сжатые сроки, а также возможности ремонта и технического обслуживания механизмов на месте.

Расширение ремонтной материальной базы стало в начале пути основным вопросом развития.

С увеличением сети дорог (что в для тех природных условий было нелегкой задачей) возрос и объем добычи. Стремительный рост производства обуславливается именно этим фактором. Строительство нефтепроводов довершило картину торжества технического прогресса, призванного на помощь нефтяникам.

Развитие месторождения и оценка количества ресурсных запасов

Через полтора года (октябрь 1974-го) месторождение рапортовало о выдаче на-гора первого миллиона тонн нефти. За все времяэксплуатации месторождения из его недр было выкачано более 500 миллионов тонн (этот показатель был достигнут в 2004 г.) нефти. Основного пика производство достигло в 1983 году, когда страна получила 36 млн тонн.

По самым скромным расчетам, извлекаемые остатки нефти составляют не менее 1,5 млрд тонн. Путем несложных вычислений достигается вывод о том, что ориентировочное время разработки месторождения составит еще 110–120 лет.

Особенности добычи нефти на Фёдоровском месторождении

Вслед за подъемом последовал ожидаемый спад производства.

Согласно особенностям нефтедобычи в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды.

Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в шахты. В связи с этим шахтам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения.

Чем больше воды выкачивается из шахты, тем больше времени тратится на работу шахты вхолостую. Падает эффективность производства, работу шахт приходится приостанавливать для проведения внеплановых ремонтных работ. Соответственно, происходит общее снижение объемов добычи нефти. Шахты вертикального бурения в данном случае становятся нерентабельными.

Для нормального процесса добычи нефти такие условия являются неблагоприятными, в связи с чем в 90-е годы прошлого столетия были предприняты первые шаги по внедрению новой технологии бурения – горизонтальной.

Технология горизонтального бурения не является прорывом в нефтедобывающей отрасли, так как этот метод был известен еще с 1846 года.

30-е годы следующего века скорректировали технические условия для осуществления бурения данным способом.

В начале 1950 г. началось повсеместное использование наклонно-направленных скважин. Стволы в данном случае отклоняется от вертикали, сама буровая вышка находится в отдалении от месторождения.

Основные зоны применения этого метода – морские участки месторождений или побережье.

Принцип наклонного и горизонтального бурения подтолкнул нефтяников к разработке технологии бурения кустовым методом, когда одна площадка (куст) могла включать в себя 10–12 скважин, расходящихся от нее наподобие веток (отсюда название).

Перспективы разработки Фёдоровского месторождения

Итак, в начале 1990-х эксперимент по внедрению метода горизонтального бурения на Фёдоровском месторождении увенчался успехом.

Были возвращены на баланс уже казавшиеся потерянными около 150 млн тонн нефти, списанные из-за низкой рентабельности добычи.

Горизонтальным способом в настоящее время на этом месторождении добывается до 30% всего объема нефти, и этот метод эксплуатации возможно применять и далее в течение длительного срока.

По причине появления все больших остатков трудноизвлекаемых запасов (для которых рентабельность колеблется в районе нуля) в планах разработчика месторождения расширение добычи именно горизонтальным бурением.

Финансовые аналитики дают положительный экономический прогноз результатов подобных действий. Как дополнительный плюс становится возможной утилизация попутного природного газа до 99% его объема.

Такой подход благоприятно сказывается на экологическом состоянии края (вопросы экологии чуть ниже).

Компания-разработчик Фёдоровского месторождения

Разработчиком данного месторождения является ОАО «Сургутнефтегаз». Компания является одним из лидеров данной отрасли. По данным за 2014 год, количество сотрудников компании превысило 1000 тысяч человек, 90% которых работает именно в ХМАО.

Влияние Фёдоровского месторождения на экологию региона

Как любое производство нефтехимической отрасли, оно оставило неизгладимый след на природе края.

Но в сравнении с бездумным и расточительным отношением к природе в прошлом веке современный подход к охране окружающей среды дает более позитивные результаты.

В соответствии с принятыми законами экологические требования к предприятиям многократно ужесточены. За их выполнением производится постоянный надзор, вследствие чего во взаимоотношениях человека с природой наметился положительный баланс.

Случаются и аварии, как та, что произошла в 2011 г. вследствие разгерметизации одной из шахт.

Однако именно в силу ужесточения требований к оборудованию и экологическим нормам безопасности общее число аварий на шахте незначительно, равно как и ущерб природе края.

Современный ХМАО вообще и легендарную Фёдоровку в частности можно смело назвать нефтепромыслом XXI века.

Невообразимый прыжок, совершенный разработчиками месторождения за почти 45-летнюю историю его эксплуатации, позволяет употребить это словосочетание без излишней скромности.

Если бы в нашей стране было принято называть геройскими не только города, но и месторождения, то Фёдоровское месторождение получило бы это звание одним их первых.

Видео:Месторождения Нефти, Газа, Угля и Урана в России на картеСкачать

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода. Некоторые из этих поднятий осложнены куполами. В пределах Мохового поднятия имеются три купола. [1]

Федоровское месторождение представляет собой уникальный полигон, на котором впервые в отечественной нефтяной промышленности прошли промышленную апробацию и получили широкое распространение многие новые технологии и методы, позволяющие существенно интенсифицировать работу отдельных скважин, осуществить рациональные режимы воздействия на продуктивные пласты и залежи, продлить жизнь месторождения и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения. [3]

Федоровское месторождение в этом отношении, пожалуй, не имеет аналогов в отечественной нефтедобыче.

Последовательное осуществление проектов горизонтального бурения, ГРП, физико-химических методов обработки призабойной зоны, а также использование мероприятий по выравниванию профиля приемистости и фронта вытеснения с целью увеличения нефтеотдачи представляют собой мощный арсенал средств, обеспечивающих рентабельную доразработку месторождения.

На основе проведенных мероприятий и исследований удалось существенно скорректировать систему методов воздействия на продуктивные пласты и обеспечить продолжительный период устойчивой добычи, сменяющийся пологой траекторией ее снижения, что резко контрастирует с пико-образной динамикой добычи на многих крупнейших месторождениях России. [4]

Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского куполовидного поднятия. Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Структура представляет собой бра-хиантиклинальную складку субмеридионального простирания. В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AG4, ACs – e, БСь БСю, сложенные песчано-алевритовыми породами.

В пластах АС4, ACs – e зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах БСЬ БСю – нефтяные залежи. [5]

Федоровского месторождения горизонтальными скважинами, закончен проект строительства скважин. Оригинальность данного проекта в том, что горизонтальные скважины имеют пространственный тип профиля. [6]

СкважиныФедоровского месторождения проектируются и проводятся по большому радиусу искривления: 382 м – 71 м ( интенсивность искривления от 1 5 град. [7]

НаФедоровском месторождении была реализована описанная в данной работе последовательность применения различных направлений повышения степени извлечения нефти из пласта – использование МУНов и постепенный переход к новой технологии разработки, основанной на широком использовании горизонтальных скважин. [8]

В пределахФедоровского месторождения сейсморазведоч-ными работами выявлены следующие структуры III порядка: Федоровская, Моховая, Вершинная, Яун-Лорская, Варенская, Той-Лорская, Северо-Сургутский купол. Наиболее разведанной является Моховая площадь. [9]

В разработку введеноФедоровское месторождение. [10]

Основной продуктивный горизонтФедоровского месторождения ( пласт БС10 11) имеет неоднородное строение и сильно расчленен. [11]

Так, поФедоровскому месторождению в течение второго и третьего годов разработки наблюдалось уменьшение R, что говорит о режиме растворенного газа. [13]

Так, наФедоровском месторождении применение МУНов осуществлялось параллельно с изменением технологии разработки месторождения в целом. Изначально здесь была применена газ-лифтная система разработки.

Но данная система хороша тогда, когда имеются значительные запасы нефти.

На более поздней стадии разработки гораздо лучше применять электроцентробежные насосы ( ЭЦН), так как они лучше подстраиваются в условиям конкретной скважины. [14]

По предварительным данным, Федоровское месторождение является одним из крупных, открытых на территории Сургутского района. В 1973 году оно введено в промышленную разработку, и Главтюменгеология в настоящее время продолжает вести его интенсивную разведку. [15]

Страницы: 1 2 3 4

Видео:Как находят месторождения нефти и газа? Часть 1Скачать

ПОИСК

Федоровское месторождение. Нефти отличаются в зависимости от пласта. Нефть пласта БС1 — вязкая, тяжелая, смолистая, сернистая (класс II). Нефть пласта БСю — легкая, малосмолистая. Все нефти парафиновые (вид П2). [c.

Отличительной особенностью нефтегазоконденсатных залежей пластов АС4-9 Федоровского месторождения, предельно осложняющей подсчет запасов и принятие технологических решений по его разработке, является доказанное различными способами наличие в газовых зонах значительного количества остаточной (погребенной) нефти.

Наоборот, насыщение нефтью нефтяных оторочек нельзя признать высоким. [c.180]

Для иллюстрации возможности применения предлагаемого способа разработана методика оценки процесса смещения оторочки, которая применена для расчета технологических показателей на одном из участков Федоровского месторождения. Расчеты показали, что при реализации указанного способа на опытном участке нефтеотдача составит 70 % от запасов в оторочке и 53 % от суммарных запасов жидких углеводородов во всем объеме продуктивного пласта. [c.181]

Обнаруженные при разведке осложняющие физико-геологические особенности явно продуктивных нефтегазовых пластов Федоровского месторождения не позволили на данном этапе однозначно решить главный вопрос при подсчете запасов — возможность рентабельной добычи нефти из них. [c.179]

Для осуществления опытно-промыщленных работ на Федоровском месторождении была составлена схема с расчетом техноло ГИИ процесса на одном из участков.

Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схема, которая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте.

Моделирование процесса смещения нефтяной оторочки в слоистом одномерном пласте с набором п изолированных друг от друга пропластков различной проницаемости, в поршневой схеме, представляется системой уравнений [c.187]

Такие исследования были выполнены авторами на моделях слоистых пластов с нулевой и совершенной связностью, а также на модели с прерывистой слоистостью. Для иллюстрации ниже излагается расчет показателей для одного из участков Федоровского месторождения. [c.191]

Реагент ИПС-1 к (кубовые остатки производства бутиловых спиртов, РПС-67) применяли на Мамонтовском и Федоровском месторождениях, ИПС-2 — на Южно-Сургутском, Правдинском, Самотлорском месторождениях. [c.197]

В работе [29] приводится пример повышения производительности СКВ. 64, вскрывшей продуктивный горизонт АС Федоровского месторождения на пресном буровом растворе. Горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками с каолинитовым цементом. Коэффициент продуктивности СКВ. 64 после вскрытия оказался равным 0,4 м /(сут-МПа). [c.100]

Результаты разгазирования нефти Федоровского месторождения [c.54]

Пластовая температура и состав вод в пределах залежи изменяют-сг. мало, в то же время коллекторские свойства пласта часто в различных участках залежи крайне неодинаковы. Поскольку размеры микроорганизмов (0,2-2 мкм) соизмеримы с размерами пор коллектора, очевидно, что наилучшие условия для развития микроорганизмов существуют в той части пласта, где размеры пор намного превышают размеры бактерий. И наоборот, на участках залежи с плохими коллекторскими свойствами бактерии находятся в стесненном положении, и поэтому процесс идет медленно. Возможно, именно этим обстоятельством объясняется наличие в пределах пластов АС Федоровского месторождения нефтей типа и А . [c.19]

Анализ распределения нормальных кислот и н-алканов из нефти Федоровского месторождения (см. рис. 3) показывает прежде всего несовпадение характера молекулярно-массового распределения кислот и алканов.

Если бы кислоты действительно были предшественниками алканов, то кривые их молекулярно-массового распределения должны быть одинаковыми со сдвигом на один атом углерода. Кроме того, четность среди кислот выражена гораздо ярче, чем нечетность среди алканов. Все это указывает на независимость происхождения нормальных кислот и н-алканов нефтей.

Дополнительным тому подтверждением служит обнаруженное нами значительное обогащение кислот изотопом С (см. табл. 15). [c.83]

Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода.

Месторождение приурочено к антиклинальной складке, осложненной рядом поднятий (с юга на север) Северо-Сургутским, Федоровским, Оленьим, Моховым (северо-восточная часть месторождения). Некоторые из этих поднятий осложнены куполами.

В пределах Мохового поднятия имеются три купола. [c.543]

Аксенова 3. И. и др. Нефть Федоровского месторождения. Труды Тюменского индустриального институт та Нефтепереработка и нефтехимия, Тюмень, 1973. [c.65]

Федоровского месторождения (тип аварий – скручивание, сдвиг) и аварий на продуктопроводах Самотлорского месторождения во времени [c.325]

Таким образом, в нефтегазоконденсатных пластах АС4 э Федоровского месторождения наблюдается такая сложная картина распределения насыщенностей углеводородами (разных фаз) и водой, которая в сочетании с неоднородным строением коллектора представляет весьма осложняющую физико-геологическую обстановку для подсчета запасов нефти и решений технологических вопросов разработки. [c.180]

Савуйское месторождение представляет собой антиклинальную -складку северо-западного простирания, входящую в площадь Федоровского месторождения в северной его части, но имеющую самостоятельную залежь в горизонте БСю валанжинского яруса нижнего мела на глубинах 2300—2360 м. [c.545]

Известно, что увеличение числа ступеней сепарации позволяет увеличить выход объема товарной нефти. Это происходит в основном за счет сохранения в ней пропан-бутановой фракции. Тем не М0нее даже при многоступенчатой сепарации в газовую фазу переходит значительное количество углеводородов Сз+в. Так для Федоровского месторождения при четырехступенчатой сепарации из каждой тонны пластовой нефти с газом уходит 24,5 кг ценных углеводородов (см. табл. 13). И если нефтяной газ сжигается, то эти углеводороды безвозмездно теряются. [c.54]

Для проверки этого предположения нами были выполнены специальные эксперименты. С этой целью из нефти Федоровского месторождения (скв.

123, глубина 1872-1876 м, пласт АС ), не содержащей н-алка-нов, были удалены смолы и асфальтены, а оставшиеся УВ подверглись нагреву при разной температуре. Опыты показали, что в ходе нагрева закономерного изменения отношения п/ф не наблюдалось.

По законам термодинамики с ужесточением условий происходит смещение максимума на хроматограмме в низкомолекулярную область. При самых жестких режимах (температура свыше 450 °С) фитан и пристан полностью разрушаются с образованием газа и легких бензиновых УВ.

Следовательно, разница в термической устойчивости фитана и пристана, а также их новобразование из высокомолекулярных УВ также не приводят к существенному изменению величины п/ф. [c.14]

Использование С ЯМР-спектроскопии при исследованип нефти Федоровского месторождения [21] не дало ожидаемых результатов, так как не учитывался ряд методических особенно-сте11 записи спектров.

Была поставлена задача на основании литературных и своих экспериментальных данных проследить возможности С ЯМР для анализа такого сложного объекта, каким является нефть, выбрать оптимальные условия записи спектров таких систем и лучшую аналитическую методику проведения структурно-группового анализа. Типичный спектр С ЯМР (рис.

2) нефтяных компонентов содержит две основные полосы поглощения атомов углерода — в насыщенных (0—70 м. д. от ТМС) и ароматических (100—170 м. д.) структурах.

Зная интегральные интенсивности наблюдаемых областей сигналов, мы можем легко найти фактор ароматичности исследуемого продукта /а =/а/(/а +/пас), Я имея другие предварительньш сведения об объекте исследования (м. м., элементный и функциональный состав, спектр И ЯМР), можем найти и другие параметры, на- [c.56]

Лукошкинского месторождения 57 5116 — Кудиновского месторождения 57 5117 — Вороновского месторождения 57 5118 — Федоровского месторождения 57 5119 — прочих месторождений 57 5120 Глины / бентонитовые для тонкой керамики 57 5121 — Огланлинского месторождения 57 5122 — Асканского месторождения [c.495]

Разнонаправленные тенденции в изменении свойств нефти между залел ами Савуйского и Федоровского месторождений, с одной стороны, и различными частями залежи Федоровской площади (западный купол, с плотностью нефти от 0,840 до 0,850 г/см , восточный купол с Восточно-Моховым поднятием, имеющие плотность нефти от 0,852 до 0,867 г/см ) — с другой, сохраняются и при рассмотрении других показателей. Однако следует отметить, что в изменении калсдого параметра имеются свои особенности. [c.87]

Kon площади и составляют более 122 ат. Для западного купола Федоровской площади характерна значительная разница между пластовыми давлениями и давлениями насыщения (85,5—108,1 ат).

Резко снижается величина разностей давлений (до 3,5 ат) в районе восточного купола Федоровской структуры и несколько выще значения в пределах Восточно-Мохового поднятия (24,7 ат).

Следует отметить, что при разведке Федоровского месторождения на [c.89]

Исследования связи между показателями, характеризующими газовую и жидкую фазы в пределах Федоровского месторождения, свидетельствуют о наличии аномалий. Так, на западном куполе (скв.

64 и 75) между плотностью нефти и газосодержанием, давлениями насыщения, объемным коэффициентом намечяется ппя тая линейная связь, а на восточном куполе и в пределах Восточно-Мохового поднятия, скорее всего, существуют обратные линейные зависимости.

Противоположные тенденции в пределах рассматриваемых участков сохраняются в соотношениях между плотностью нефти и плотностью попутного газа, а также коэффициента сухости газа. [c.89]

Как отмечалось ранее, на основании данных по групповому углеводородному составу нефтей Федоровского и Савуйского месторождений (табл.

2) можно предполагать их генетическое едгпгст-во, во всяком случае, видна принадлежность к одному типу нефтей с метано-нафтеновым основанием.

Однако для Федоровского месторождения характерна более высокая доля углеводородных соединений, чем для Савуйской площади. В последнем случае заметно ниже содержание ароматических углеводородов. [c.89]

Под управлением ЗАО Искра-Энергетика консорциум пермских машиностроительных предприятий осуществит уникальную реконструкцию газокомпрессорной станции на Федоровском месторождении ОАО Сургутнефтегаз .

Проектом реконстркции предусмотрена замена трех электроприводов компрессоров французского производства (фирма Крезо Луар ) на отечественные газовые турбины пермского производства мощностью 12 МВт каждая. [c.

Видео:«Газпром нефть» начала освоение нефтяной части Чаяндинского месторожденияСкачать

Нефтяные месторождения России

Россия является, пожалуй, самым главным мировым экспортёром нефти. Каждый год в государстве предприятия добывают примерно 505 000 000 тонн «чёрного золота». Сегодня разработка, проводимая в самых крупных месторождениях, по объёмам известных природных запасов нефти вывели страну на 7-ю строчку в мире. В этой статье мы рассмотрим самые крупные нефтяные месторождения России.

Российские нефтяные месторождения

Составленная экспертами карта нефтяных месторождений России демонстрирует практически все главные месторождения. Самыми крупными являются:

• Самотлорское
• Ромашкинское
• Приобское
• Лянторское
• Фёдоровское.

Крупнейшее российское месторождение нефти – Самотлорское, занимает шестое место в мировом списке. На протяжении многих лет его расположение являлось государственной тайной. Разработки в нём проводятся свыше 45 лет, его планируется использовать до конца ХХI века. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа.

Первая эксплуатационная скважина была пробурена на Самотлоре зимой 1968 года. Промышленных масштабов добычи геологи достигли в 1969 году. В 1981 году специалисты отчитались о миллиардной тонне нефти. Специально для нефтяников Самотлора власти округа построили город Нижневартовск. Ромашкинское месторождение находится на расстоянии 70 км в западном направлении от г.

Альметьевск Республики Татарстан. Это самое крупное месторождение на территории Волго-Уральской провинции. Его обнаружили в 1948 году. Спустя 4 года началась промышленная разработка. Нефть из этого месторождения добывается методом внутриконтурного заводнения, осуществляется бурение турбобуром на воде. Из него уже добыто свыше 2 200 000 000 тонн нефти. Разработкой занимается компания «Татнефть».

Приобское месторождение открыто недалеко от Ханты-Мансийска. Его нашли в 1982 году участники Правдинской нефтеразведочной экспедиции. Река Обь разделяет месторождение на две половины — лево- и правобережную. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 1,7 млрд тонн.

Это месторождение отличается внушительным потенциалом, однако для его реализации необходимы существенные финансовые инвестиции. Разработка осложнена заболоченными территориями, частой затопляемостью, а также близким расположением мест нереста рыб.Лянторское месторождение специалисты называют одним из наиболее трудных для разработки. Находится оно также около Ханты-Мансийска.

Его открыли в 1965 году представители Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции. Промышленная добыча была начата в 1978 году. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 2 млрд тонн.

Фёдоровское месторождение находится на территории Сургутского свода. Принадлежит к классу гигантских месторождений. Открыто месторождение в 1971 году. Тогда же началась и добыча нефти.

Сегодня добыча ведется при помощи горизонтального бурения, ГРП, физико-химического метода обработки призабойной зоны. Это месторождение представляет собой основу ресурсной базы «Сургутнефтегаза».

Назвали месторождение в честь известного в Тюменском регионе геофизика Виктора Федорова.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция находится на территории Западно-Сибирской равнины. С восточной стороны провинцию ограничивает река Енисей, с западной — Уральские горы, с южной — граница с Казахстаном и Алтайские горы, а с северной — Карское море.

Больше всего месторождений находятся в Тюменском регионе, а именно в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Кроме этого присутствуют месторождения в Томском регионе, Омском регионе, Свердловском регионе, Новосибирском регионе и Красноярском крае.

Западно-Сибирская провинция насчитывает 15 нефтегазоносных областей.

Нефть и газ в отложениях фиксируются в обширном стратиграфическом поясе, от слоев палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего меловго периода. В общей сложности на территории Западной Сибири известно примерно 500 нефтяных и газовых месторождений.

Видео:Тюмень. Первая кустовая скважина Федоровского нефтяного месторождения. Новости. Эфир 12 мая 1978Скачать

Федоровское нефтяное месторождение

Расположено в Ханты-Мансийском АО

Федоровское месторождение находится в 75 км севернее г. Сургута в ХМАО.

Приурочено к одноименному куполовидному поднятию Сургутского свода.

Расположено в центральной части Сургутского нефтегазового района Среднеобской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской НГП.

Представляет собой брахиантиклинальную складку с сильно изрезанными очертаниями, линейно-вытянутой формы в меридиональном направлении.

Площадь поднятия — 850 км 2 , амплитуда — до 37 м.

Залежи расположены на глубине 1,9-3,1 км.

Площадь месторождения составляет около 1900 км 2 .

Открыто в 1971 г.

Введено в эксплуатацию в 1973 г.

После завершения строительства инфраструктуры, в т. ч. дорог и нефтепровода, удалось существенно увеличить добычу нефти.

В 1974 г. был добыт 1 й млн т нефти.

На полку добычи месторождение вывели в 1983 г., когда добыча составила 35 млн т/год.

В 2007 г. добыча уже составила 12,5 млн т нефти.

Извлекаемые запасы нефти составляли порядка 1,5 млрд т, поэтому эксплуатация месторождения могла быть продолжена еще более 40 лет.

Но, в 2009 г. запасы по категориям А, В, С₁ уменьшились до 189,9 млн т.

Месторождению характерна большая заводненность пластов и обводнение шахт.

Нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды.

Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к обводнению шахт.

Нефть сильно различается по пластам.

Пласт БС₁ содержит вязкую, тяжелую, смолистую, сернистая — 2 й класс нефти, пласт БС_ю — легкую, малосмолистую.

Вся нефть парафиновая (вид П₂), плотностью 0,85-0,9 г/см 3 .

По размерам запасов относится к классу гигантских, а по степени промышленной освоенности — к разрабатываемым.

Месторождение находится в распределенном фонде недр.

Оператор — Сургутнефтегаз, для которого это основной добывающий актив.

В 2015 г. в контексте импортозамещения на Федоровском месторождении была испытана буровая установка Буланашского машиностроительного завода.

Видео:Как находят месторождения?Скачать

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Видео:Тема 9. Системы разработки месторождений нефти и газа .Скачать

Геологическая характеристика месторождения

Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.

Промышленные скопления нефти приуроченны к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС10-1), готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС6-1, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метаморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Вскрытая часть осадочного чехла имеет разрез аналогичный разрезу соседних детально изученных площадей (Западно-Сургутская, Быстринская и др.).

В тектоническом отношении район месторождения представляет сложную антиклинальную зону, состоящую из ряда локальных поднятий: Северо-Сургутского, Федоровского, Мохового, Восточно-Мохового и Оленьего. Все они оконтуриваются общей сейсмоизогипсой — 2625 метров, отражающего горизонта «Б», отождествляемого с кровлей верхнеюрских отложений.

Общее простирание структуры север-северо-восточое. Отдельные локальные поднятия оконтурены сейсмоизогипсой — 2600 м. Системы поднятий отделены четкими прогибами на западе от Западно-Сургутского, Вершинского и Яун-Лорского поднятий, а на северо-востоке от Савуйского. Кроме этого следует отметить, что система поднятий на западе, юге и востоке имеет небольшие по размерам структуры — спутники.

Основные промышленные запасы Федоровского месторождения связанны с колекторами пластов БС10 — БС11 при испытании дебиты составили 43 — 174 м 3 /сут. Через 8 мм штуцер. Продуктивность пластов колеблется в пределах от 0.9 до 15.6 м 3 /сутатм. Водонефтяной контакт, по данным промыслово-геофизических исследований, устанавливается на отметках 3342 — 2249 метров. Залежь имеет V-образную форму, протягиваясь

Геологический профиль в северном и северо-восточном направлениях. Протяженность залежи с юга на север 37 км, c юго-запада на северо-восток 42 км. Высота залежи варьирует по отдельным структурам от 35 до 63 метров.

В процессе эксплуатационного бурения моховой структуры была выявлена небольшая газовая «шапка» с условным газонефтяным контактом на отметке 2188-2191 метров. Высота её составляет всего около 7 метров.

Контуры залежей пластов БС₁₀ — БС₁₁ обоснованы как по данным бурения разведочных скважин, так и по данным сейсмических 1.8х2.5 км которые дают удовлетворительную сходимость с результатами бурения. В то же время необходимо отметить, что на ряде участков положение контуров нефтеносности проводится условно.

Пласт БС_10-11 по характеру распределения коллекторов в разрезе и их выдержанности по площади можно подразделить на два зональных интервала — верхний БС₁₀ 1 на долю которого приходится 54% общей мощности, и нижней 46%.

Рис.2.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Фёдоровского месторождения

1-аргиллиты битуминозные; 2-аргиллиты, глины; 3-алевролиты; 4-пески, песчаники; 5- газо- и нефтенасыщенность.

В наибольшей степени пласт БС₁₀ развит в северо-западной части Моховой площади, где эффективные нефтенасыщенные толщины до 30 метров. Несколько меньше значение толщин характеризуют Федоровскую и Восточно-Моховую площади. Уменьшение эффектных нефтенасыщенных толщин происходит в южном направлении.

Для залежей характерно наличие обширных водонефтяных зон от 1000 до 7500 метров занимающих до 70% их площади.

Коллекторы пласта БС₁₀ имеют полосообразное распространение значительно меньшие общие и эффективные мощности, высоковязкие нефти. В пределах месторождения выделены Моховая, Федоровское, Северо-Сургутская залежи. Ширина водонефтяных зон колеблется от 250-4500 метров. Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов представленна в таблице 2.1

Таблица 2.1. Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов

В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Отложения коры выветривания представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями и линзами вулканогенных пород, брекчеевидными миндалекаменными порфиритами, толщина которых — 5-16 м.

Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел представлен чередующимися прослоями серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. В кровле свиты выделяются мелкозернистые песчаники — пласты ЮС₂ 1 и ЮС₂ 2 . Верхний пласт регионально нефтенасыщен, к пласту ЮС₂ 2 большие залежи нефти.

Общая толщина тюменской свиты составляет 230-350м. Верхнеюрский отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. В верхней части васюганской свиты выделяются песчаники и алевролиты, соответствующие пласту ЮС₁, который в сводовой части поднятия нефтенасыщен.

Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с прослойками известняка. Толщина свиты до 20м.

Породы баженовской свиты являются одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены аргиллитами черными, битуминозными, известковистыми. Толщина свиты 10-35 м.

Меловая система. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).

Сортымская свита в основании представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита. В кровле сортымской свиты выделяется песчано-глинистая пачка, характеризующаяся изменчивым литологическим составом. Песчаные пласты индексируются как БС₁₂, БС₁₁, БС₁₀ и являются продуктивными. Выше залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 м.

Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС₁-БС₉, толщина которых изменяется от 5 до 40м. Промышленно нефтеносны на месторождении пласты БС₁, БС_2-3, БС₄.

Сангопайская свита, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС₄ — АС₁₂. Нефтеносным является пласт АС_9.

Разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин.

Алымская свита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней — аргиллиты темно-серые, битуминозные. Максимальная толщина свиты 140 м.

Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. Свита представлена мощной толщей 740 — 880м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными, туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Толщина свиты 20 м.

Березовская свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена серыми, опоковидными глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена серыми, зеленоватыми, опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150м.

Ганькинская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящими в мергели. Толщина ганькинской свиты 30-60 м.

Палеогеновая система включает палеоценовый (талицкая свита), эоценовый (люлинворская свита, низы чеганской свиты) и олигоценовый (верхи чеганской, атлымская, новомихайловская и туринская свиты) отделы. Отложения системы представлены преимущественно глинистыми породами, за исключением отложений атлымской и туринской свит. Толщина отложений системы достигает 600-750м.

Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озорно-болотных фаций. Толщина отложений 5-7 м.

💡 Видео

Как на Ямале начиналось освоение месторождений нефти и газаСкачать

Запуск самого северного из разрабатываемых нефтяных месторождений РоссииСкачать

Новая залежь нефти. "Белоруснефть"Скачать

Сейсморазведка - как происходит поиск месторождений нефти и газа? Часть 2Скачать

Тема 5. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений .Скачать

История российской нефти. СамотлорСкачать

Как сегодня добывают нефть? / Лекторий «Газпром нефти»Скачать

Ужасная Авария на буровойСкачать

Мессояхские месторождения – самые северные из разрабатываемых нефтяных месторождений в РоссииСкачать

Один день на Федоровском месторождении. Командировка гидрогеолога. Июнь 2022 г.Скачать

21 Нефть ИсторияСкачать

На юге Англии найдено крупное месторождение нефтиСкачать