Оценка состояния растительного покрова на территории месторождений Центрального Хорейверского поднятия за период наблюдений 2009-2011 г. Центрально хорейверское поднятиеЦентрально-Хорейверского поднятие (ЦХП)Обладая небольшими ресурсами — общий объем геологических запасов составляет около 360 млн тонн — территория Центрально-Хорейвейского поднятия будет играть стратегическое значение, так как является наиболее удобной трассой для будущих трубопроводов, по которым пойдет нефть при реализации новых проектов. Группа месторождений Центральной части Хорейверского поднятия разделены на 4 участка (блока). Блок-1 включает в себя одно Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение имени А. Сливки, которое расположено в 120 км от Варандейского терминала на морском побережье и в 146 км от Харьягинского месторождения, связанного с магистральным нефтепроводом. Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение открыто в 1984 году. Относится к категории средних, извлекаемые запасы нефти категории С1 оцениваются на уровне 22,1 млн тонн (данные Государственного баланса полезных ископаемых на 1 января 2007 года). Блок-2 объединяет Висовое и Верхнеколвинское месторождения. Висовое месторождение открыто в 1989 году, расположено в 170 км от разрабатываемого Ардалинского месторождения, связанного с магистральным нефтепроводом. По величине извлекаемых запасов нефти категории С1 относится к средним. Верхнеколвинское месторождение находится в 148 км от Харьяги, открыто в 1986 году. Месторождение относится к мелким. В Блок-3 вошли Западно-Хоседаюское, Сихорейское, Восточно-Сихорейское и Северо-Сихорейское нефтяные месторождения. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение имени Д. Садецкого открыто в 1988 году, расположено в 126 км от Харьяги, относится к категории средних. Сихорейское месторождение расположено в 109 км от Харьяги, 1989 год открытия, мелкое. Восточно-Сихорейское месторождение находится в 128 км от Харьяги, открыто в 1990 году, относится к категории мелких. Северо-Сихорейское месторождение расположено в 130 км от Харьяги, открыто в 1990 году. Месторождение относится к категории мелких. Блок-4 включает в себя Северо-Ошкотынское, Сюрхаратинское, Пюсейское, Южно-Сюрхаратинское, Урернырдское, Восточно-Янемдейское месторождения. Все месторождения расположены в 100-140 км от Харьягинского месторождения. Северо-Ошкотынское месторождение открыто в 1992 году, относится к категории мелких, Сюрхаратинское месторождение (1987 год), мелкое. Пюсейское месторождение открыто в 1992 году, также относится к мелким. Южно-Сюрхаратинское (1988 год), мелкое. В блок также входят Урернырдское месторождение, открытое в 1988 году, и Восточно-Янемдейское месторождение (1991). wikimapia.org РУСВЬЕТПЕТРО – ДеятельностьРегион деятельностиТимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов, который по запасам нефти занимает 4-е место в России. В географическом отношении территория Провинции относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория провинции практически охватывает весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь – около 330 тыс. кв.км. В административном отношении территория Провинции находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывает всю восточную часть Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар. РесурсыРесурсный потенциал Ненецкого автономного округа отличается значительными запасами углеводородного сырья, подготовленными к освоению и мало освоенными до настоящего времени. Особую роль играет выгодное географическое положение округа – вдоль побережья северо-востока Европейской части России, а это – близость Северного морского пути и европейских рынков сбыта. Недра округа привлекательны и тем, что степень выработанности разведанных запасов нефти достигла лишь 8 %, свободного газа – 0,7%. Месторождения Центрально-Хорейверского поднятия, право на освоение которых принадлежит ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО", находятся на территории Ненецкого автономного округа. Группа месторождений Центральной части Хорейверского поднятия разделены на 4 участка (блока). Блок-1 включает в себя одно Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение имени А. Сливки, которое расположено в 120 км от Варандейского терминала на морском побережье и в 146 км от Харьягинского месторождения, связанного с магистральным нефтепроводом. Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение открыто в 1984 году. Относится к категории средних, извлекаемые запасы нефти категории С1 оцениваются на уровне 22,1 млн тонн (данные Государственного баланса полезных ископаемых на 1 января 2007 года). Блок-2 объединяет Висовое и Верхнеколвинское месторождения. Висовое месторождение открыто в 1989 году, расположено в 170 км от разрабатываемого Ардалинского месторождения, связанного с магистральным нефтепроводом. По величине извлекаемых запасов нефти категории С1 относится к средним. Верхнеколвинское месторождение находится в 148 км от Харьяги, открыто в 1986 году. Месторождение относится к мелким. В Блок-3 вошли Западно-Хоседаюское, Сихорейское, Восточно-Сихорейское и Северо-Сихорейское нефтяные месторождения. Сихорейское месторождение расположено в 109 км от Харьяги, 1989 год открытия, среднее. Восточно-Сихорейское месторождение находится в 128 км от Харьяги, открыто в 1990 году, относится к категории мелких. Северо-Сихорейское месторождение расположено в 130 км от Харьяги, открыто в 1990 году. Месторождение относится к категории средних. Блок-4 включает в себя Северо-Ошкотынское, Сюрхаратинское, Пюсейское, Южно-Сюрхаратинское, Урернырдское, Восточно-Янемдейское месторождения. Все месторождения расположены в 100-140 км от Харьягинского месторождения. Северо-Ошкотынское месторождение открыто в 1992 году, относится к категории средних, Сюрхаратинское месторождение (1987 год), среднее. Пюсейское месторождение открыто в 1992 году, также относится к мелким. Южно-Сюрхаратинское (1988 год), мелкое. В блок также входят Урернырдское месторождение, открытое в 1988 году, и Восточно-Янемдейское месторождение (1991). www.rvpetro.ru НАО, Центрально-Хорейверское поднятие - АО «РМНТК «Нефтеотдача»НАО, Центрально-Хорейверское поднятие. Филиал АО «РМНТК «Нефтеотдача» в г. Усинск (Республика Коми) имеет специальную технику (геофизические подъемники ПКС - 3,5; ПКС - 5), квалифицированный персонал и имеет возможность выполнить работы по проведению полного комплекса исследований по контролю за разработкой, а также обладает возможностью обработки, интерпретации и анализа результатов проведенных исследований при помощи программного обеспечения для интерпретации данных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин (ПРАЙМ, Saphir ПК Ecrin) .
Передвижные лаборатории для геофизических исследований в скважинах (ГИС) включают: геофизические лебедки, каротажные регистраторы, скважинные приборы, оборудование для спуска и подъема приборов. Перечень оказываемых сервисных услуг филиалом АО «РМНТК «Нефтеотдача» в г. Усинск
 ГТИАО «РМНТК «Нефтеотдача» оказывает услуги по геолого-технологическим исследованиям при бурении скважин.
СупервайзингАО «РМНТК «Нефтеотдача» оказывает услуги по супервайзерскому контролю и надзору при бурении, освоении и ремонте скважин. Для выполнения организационно-технической поддержки в части своевременного оформления технико-технологических документов АО «РМНТК «Нефтеотдача» имеет возможность обеспечить работу старших (региональных) супервайзеров в офисе Заказчика или на объекте работ (месторождении).
Работы выполняются квалифицированными специалистами, имеющими опыт работы в нефтяной и газовой промышленности не менее 5 лет. Специалисты АО «РМНТК «Нефтеотдача» аттестованы в области ОТ и ТБ, пожарной безопасности, ГНВП. rmntk.ru «Зарубежнефть» предпочла вариант транспортировки нефти ЦХП до нефтепроводов «Транснефти»«Зарубежнефть» отказалась от проекта строительства нефтепровода, соединяющего месторождения Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП) с экспортным нефтяным терминалом " ЛУКОЙЛа" Варандей на Баренцевом море. По словам генерального директора компании-оператора ЦХП "Русвьетпетро" Виктора Абмаева, «этот вариант транспортировки оказался достаточно высокозатратным».На данный момент компания прорабатывает другой вариант транспортировки нефти ЦХП до системы магистральных нефтепроводов "Транснефти". Он предполагает увеличение мощностей уже действующих и подключенных к системе "Транснефти" межпромысловых нефтепроводов "Зарубежнефти" до 3,5 млн тонн, а также строительство новых трубопроводов, которые будут подключаться через межпромысловые нефтепроводы Колвинского месторождения НК "Альянс" к Харьягинским трубопроводам "ЛУКОЙЛа", также уже соединенным с магистральной системой "Транснефти". "Зарубжнефть" уже подготовила основные документы, необходимые для реализации данного проекта: технико-экономическое обоснование этого направления транспорта нефти, расчеты, технические условия подключения нефтепровода к этой системе. Осталось проработать вопрос тарифа с собственниками нефтепроводов. Месторождения Центрально-Хорейверского поднятия разрабатывает совместная российско-вьетнамская компания "Русвьетпетро", в которой российской «Зарубежнефти» принадлежит 51%, вьетнамской Petrovietnam — 49%. Компания пока поставляет нефть по южному маршруту через межпромысловую трубу до Усы, где подключается к магистральному нефтепроводу "Транснефти" Уса-Ухта. Этот маршрут будет оптимальным до 2013 - 2014 годов, до тех пор, пока добыча на ЦХП не превысит 3 млн тонн нефти в год. Больше этого объема магистральный трубопровод прокачивать не сможет. Между тем, максимальный объем добычи на ЦХП может составить 4,5 - 5 млн тонн. В связи с этим, "Зарубежнефть" в марте прошлого года предложила компаниям, работающим в НАО " ЛУКОЙЛу", "Башнефти" и "Роснефти" договориться о строительстве нефтепровода от ЦХП до экспортного нефтеналивного порта Варандей, принадлежащего " ЛУКОЙЛу". Теперь от этого варианта решено отказаться в пользу строительства трубопроводов до системы магистральных нефтепроводов "Транснефти". Источники: Интерфакс, соб. инф. www.transport-nefti.com Оценка состояния растительного покрова на территории месторождений Центрального Хорейверского поднятия за период наблюдений 2009-2011 г.Хорейверское поднятие расположено в центральной части Ненецкого автономного округа. Ввиду трудной доступности рассматриваемые площади современной наукой практически не изучены, практически нет данных о растительном покрове, его структуре, видовом составе растительных сообществ, распространении редких видов растений. [3] Первые ботанические сведения о данном районе были опубликованы А. Г. Шренком в 1837 г., который совершил путешествие через Большеземельскую тундру до пролива Югорский Шар и обратно. Список зафиксированных им высших растений состоит из 265 видов. Последующие сведения о флоре и растительности были получены С. В. Керцелли в 1909 г., который прошел по р. Адьзва от ее устья до р. Изьяшор [4]. Исследования флоры востока Большеземельской тундры проведены О. В. Ребристой. При землеустройстве оленьих пастбищ с середины до конца XX века на территории Большеземельской тундры проводилась систематическая аэровизуальная оценка оленеемкости пастбищ, на ключевых участках определялся видовой состав кормовых растений. Нами было проведено исследование территории центрального Хорейверского поднятия на основании данных производственного экологического мониторинга территории лицензионных участков Северо-Хоседаюского нефтяного месторождения им. А.Сливки, Висового нефтяного месторождения, Западно-Хоседаюского нефтяного месторождения им. Садецкого. Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение расположено в центральной части Ненецкого автономного округа в 240 км восточнее г. Нарьян-Мара и в 110 км на юго-восточнее пос. Варандей. Месторождение находится в 75 км к северо-востоку от разрабатываемого Ардалинского нефтяного месторождения и в 146 км от разрабатываемого Харьягинского нефтяного месторождения. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение расположено в центральной части Хорейверской впадины (зона Центрально-Хорейверского поднятия), в 75 км к северо-востоку от разрабатываемого Ардалинского месторождения. Висовое нефтяное месторождение расположено в центральной части Ненецкого автономного округа, в 255 км на северо-восток от г Нарьян-Мара, в 80 км к северо-востоку от разрабатываемого Ардалинского месторождения. [1] По ботанико-географическому районированию растительность участка недр относится к подзоне южных гипоарктических тундр к Европейско-Западносибирской провинции и к Канино-Печорской подпровинции (рисунок 1). Отличительной чертой этих тундр является господство в растительном покрове гипоарктических кустарников, то есть видов, формирование и распространение которых связно с северотаежной и даже южнотаежной полосами. Это ерник (Betula nana), ива филиколистная (Salix phylicifolia), ива шерстистая (Salix lanata), ива сизая (Salix glauca). Данные растения формируют разнообразные по структуре и физиономическому облику кустарниковые тундры, которые являются зональным типом сообществ полосы южных тундр восточноевропейского севера. Характерными особенностями данной подзоны тундр является: 2–3 яруса растительности, моховой покров толщиной 5–10 см высота яруса карликовых кустарников 20–70 см, покрытие сосудистых растений может достигать 80–100 % и образовывать сомкнутый полог, количество доминантных растительных единиц достигает 8–10 видов, общая ежегодная продукция 3.3–4.3 т/га в год, число видов растений достигает в локальных флорах от 200 до 500 видов. В моховом покрове господствуют различные виды мхов: Sphagnum (S. girgensohnii, S. fuscum, S. teres, S. balticum и др.) Hylocomium splendens, Tomentypnum nitens, Tomenthypnum nitens, Aulacomnium palustre, Hylocomium splendens, Pleurozium schreberi. В лишайниковом покрове доминируют Sphaerophorus globosus, Flavocetraria nivalis, Cladonia arbuscula, Bryocaulon divergens, Cladonia rangiferina. Травянистый ярус очень разнообразный и включает 24 различных вида. Здесь в доминирующую группу входят Eriophorum scheuchzeri, Chamaenerion angustifolium, Carex aquatilis, Calamagrostis neglecta, Equisetum arvense, Carex arctisibirica, Bartsia alpina, Alopecurus pratensis, Poa alpigena, Comarum palustre Calamagrostis purpurea, Solidago virgaurea и Calamagrostis neglect.
Травяно-кустарничковый ярус развит неравномерно. Обычно его покрытие не превышает 40 %. Наиболее обильно произрастающие виды — это Veratrum lobelianum, Veronica longifolia, Carex caespitosa, Salix reticulate, Vaccinium uliginosum, Empetrum hermaphroditum, Salix reticulata, Dryas octopetala, Vaccinium uliginosum, Empetrum hermaphroditum Trollius europaeus, Equisetum arvense. Из других растений стоит отметить произрастание овсяницы Festuca vivipara, занесенной в Красную книгу НАО со статусом 3- как редкий вид. На территории России подзона южных гипоарктических тундр является самой широкой и составляет 43 % от всех тундровых растительных сообществ. В качестве объекта мониторинга, наиболее информативных по процессу накопления тяжелых металлов были выбраны различные виды моховидных: Drepanocladus, Tomentypnum nitens, Tomentypnum nitens, Sphagnum russowii, capillifolium, Hylocomium splendens, Hylocomium splendens, Polytrichum commune, Aulacomnium palustre, Rhitidium rugosum, Polytrichum commune, Sphagnum russowii, capillifolium, Hylocomium splendens, Aulacomnium palustre, Hylocomium splendens, Hylocomium splendens, Hylocomium splendens, Aulacomnium palustre, Aulacomnium palustre, Aulacomnium palustre, Tomentypnum nitens, Aulacomnium palustre, Drepanocladus, Drepanocladus, Sphagnum papillosum, Aulacomnium palustre, Sphagnum fuscum, teres, Pleurozium schreberi, Hylocomium splendens, Aulacomnium palustre, Aulacomnium palustre, Aulacomnium palustre, Drepanocladus, Hylocomium splendens. Важнейшим критерием выбора моховидных в качестве индикатора содержания поллютантов на участке недр было присутствие этой группы как на фоновых, так и на нарушенных участках, где могут отсутствовать кустарнички и лишайники, что характерно для поврежденных сообществ, а видовой состав трав, участвующих в зарастании повреждений, также существенно отличается от исходного типа фитоценозов. Тяжелые металлы входят в состав химических соединений, участвующих в жизнедеятельности организма (элементы — биофилы — Zn, Cu), другие, не использующиеся растением непосредственно и выступающие в качестве загрязнителей антропогенного происхождения, накапливаются в клетках и тканях мхов под влиянием воды и воздуха (Pb, Ni, Cd и др.). Результаты анализа содержания тяжелых металлов в образцах моховидных показали, что рассматриваемые тест-полигоны на момент наблюдения характеризуются низким содержанием меди и ртути. Содержание меди и ртути во мхах практически во всех пробах (кроме двух по каждому элементу) не превышает минимального кадастрового значения. При анализе химического состава мхов отмечено превышение концентрации кадмия (выше максимального кадастрового значения) в 80 % тест-полигонов. Максимально высокая концентрация во мхах зарегистрирована на 7 полигонах из 46 — в 4–5 раз, и на одном полигоне — в 8 раз. Концентрация цинка во мхах также превышена, но менее значительно, чем это наблюдается по кадмию. Превышение максимального кадастрового значения по цинку во мхах в 1,5–3,0 раза зарегистрировано для 7 тест-полигонов. Абсолютно на всех тест-полигонах зарегистрировано превышение максимального кадастрового значения по хрому, это превышение варьирует от 2,5 до 67 раз. Подобная тенденция отмечается и при анализе концентрации никеля во мхах. Только на трех полигонах концентрация никеля была ниже максимального кадастрового значения, тогда как в остальных этот показатель был превышен до 11,5 раз. На 12 полигонах зарегистрировано превышение концентрации мышьяка во мхах по сравнению с максимальным кадастровым значением. Наивысший показатель отмечен на полигоне Северо-Хоседаюского нефтяного месторождения — превышение в 8 раз. Концентрация бария во мхах превышена только на 5 полигонах, это превышение варьирует от 1,5 до 4,5 раз [2]. Нарушения почвенно-растительного покрова в основном связано с его механическим повреждением (частичным уничтожением растительности) во время строительных работ, необходимо проведение рекультивации. Увеличение объемов добычи углеводородного сырья влечет к постепенному незначительному ухудшению экологической ситуации в исследуемом районе. Для эффективного решения экологических проблем освоения месторождений углеводородов необходимо дальнейшее изучение закономерностей воздействия добычи нефти на природную среду, определение антропогенной нагрузки, выявление экологически уязвимых территорий в пределах юго-восточной части Большеземельской тундры. Литература:
moluch.ru РУСВЬЕТПЕТРО – История
20.11.2006 Президент Российской Федерации В.В. Путин и президент Вьетнама Нгуен Минь Чиет подписали в Ханое (Вьетнам) Декларацию о дальнейшем сотрудничестве в области геологической разведки и добычи нефти и газа. Была достигнута договоренность о продолжении совместной работы ОАО "Зарубежнефть" и Государственной корпорации нефти и газа Вьетнама (КНГ "Петровьетнам"), а также о создании "Зарубежнефтью" и "Петровьетнамом" новой совместной компании для участия в разработке нефтегазовых месторождений в России. 11.09.2007 По итогам переговоров в Кремле премьер-министра Вьетнама Нгуен Тан Зунга и премьер-министра России М.Е. Фрадкова было подписано соглашение о создании совместного предприятия в РФ. 07.07.2008 МИФНС № 46 по г. Москве включило в единый государственный реестр юридических лиц Общество с ограниченной ответственностью "Совместная Компания "РУСВЬЕТПЕТРО". 01.10.2008 Зарегистрирован Филиал ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО" в Республике Коми в г. Усинске. 27.10.2008 В присутствии Президента Российской Федерации Дмитрия Медведева и Президента СРВ Нгуен Минь Чиета подписан договор о вхождении КНГ "Петровьетнам" в Совместную компанию "РУСВЬЕТПЕТРО", действующую на территории России, с долевым участием ОАО "Зарубежнефть" – 51%, и КНГ "Петровьетнам" – 49%. 10.11.2008 Зарегистрирован Филиал ООО"СК "РУСВЬЕТПЕТРО" в Ненецком автономном округе в г. Нарьян-Мар. 22.12.2008 ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО" зарегистрировано в Реестре организаций нефтедобывающей промышленности (протокол совещания по внесению изменений в Реестр организаций нефтедобывающей промышленности ГП "ЦДУ ТЭК" № 02-01-25/29 от 22.12.2008 г.) 24.12.2008 В офисе "Зарубежнефти" состоялось подписание договора о приобретении КНГ "Петровьетнам" 49%-ой доли в Совместной компании "РУСВЬЕТПЕТРО". Документ подписали руководители "Зарубежнефти" и КНГ "Петровьетнам" Н. Г. Брунич и Чан Нгок Кань. 26.01.2009 Состоялось официальное вхождение КНГ "Петровьетнам" в состав участников ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО". 2009 год Начаты работы по обустройству месторождений Центрально-Хорейверского поднятия. 18.03.2009 Добыта первая нефть на Висовом месторождении блока № 2 Центрально-Хорейверского поднятия. 30.09.2010 Пуск в эксплуатацию Северо-Хоседаюского месторождения, расположенного на ЦХП в Ненецком автономном округе. 29.07.2011 Было введено в промышленную эксплуатацию Висовое нефтяное месторождение. 08.2011 Компания добыла 1 млн тонн нефти. 02.2012 Компания добыла 2 млн тонн нефти. 07.2012 Компания добыла 3 млн тонн нефти, и было введено в промышленную эксплуатацию Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение им. Д. Садецкого. 18.06.2013 Компания добыла 5-миллионную тонну нефти. 06.02.2014 Компания добыла 7-миллионную тонну нефти. 15.01.2015 Компания добыла 10-миллионную тонну нефти. 27.08.2015 Компания добыла 12-миллионную тонну нефти. 18.12.2015 Компания добыла 13-миллионную тонну нефти. 04.04.2016 Компания добыла 14-миллионную тонну нефти. 01.08.2016 Компания добыла 15-миллионную тонну нефти. 24.11.2016 Компания добыла 16-миллионную тонну нефти. 23.03.2017 Компания добыла 17-миллионную тонну нефти. 21.07.2017 Компания добыла 18-миллионную тонну нефти. 18.11.2017 Компания добыла 19-миллионную тонну нефти. 21.03.2018 Компания добыла 20-миллионную тонну нефти. www.rvpetro.ru Диссертация на тему «Трехмерное палеогеоморфологическое моделирование при поисках и разведке залежей в рифогенных массивах :на примере Центрально-Хорейверской зоны поднятий Тимано-Печорской провинции» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемыхЗаключение В работе освещены две группы вопросов - одна касается общих вопросов терминологии, принципов, методологии и различных применяемых методик пространственного геологического моделирования для решения широкого спектра геологических задач, другая - сферы практического использования этих инструментов при геологическом анализе как достаточно обширных территорий, так и локальных объектов. Особое место в работе отведено недостаточно разработанной еще проблеме трехмерного моделирования рифогенных резервуаров. Объектом исследований был выбран район Центрально-Хорейверской зоны поднятий, включающий в себя ряд разнотипных рифогенных массивов, с одной стороны относительно хорошо изученный, с другой, все месторождения района являются недораз-веданными, а взгляды на геологическое строение района в целом отличаются между собой, что вносит элемент неопределенности в общую картину строения зоны. В ходе исследования решены поставленные в начале научно-технические задачи по уточнению геологического строения ЦХП и разработке методов трехмерного моделирования природных резервуаров, приуроченных к рифогенным отложениям и получены следующие основные выводы: 1. Результатом проведенных экспериментальных исследований по разработке схемы зонального трехмерного моделирования, включающей все этапы геологоразведочного процесса, явился методический подход, позволяющий с использованием любого современного комплекса трехмерного моделирования производить геологический анализ территорий как регионального, зонального планов, так и локальных объектов в едином информационном пространстве. 2. С использованием разработанных сервисных программ произведена оцифровка, корректировка и взаимоувязка значительного количества геолого-геофизического материала по северной части Хорейверской впадины. 3. На основе трехмерных палеоструктурных и палеогеоморфологических реконструкций, выполненных с использованием разработанной методики, создана трехмерная принципиальная седиментационная модель верхнедевонских отложений, которая позволила уточнить историю геологического развития ЦХП, определить степень влияния тектонического и седиментационного факторов на образование залежей, произвести типизацию природных резервуаров нефти. 4. Уточнена морфология и внутренняя структура резервуаров, приуроченных как к рифовым, так и к надрифовым отложениям, построена детальная трехмерная модель Висового нефтяного месторождения. 5. Произведен прогноз пространственного распространения коллекторов, приуроченных к различным фациальным зонам, что будет способствовать эффективному проектированию разработки месторождений ЦХП. 6. Выделены первоочередные поисковые объекты, обоснованы направления доразведки выявленных месторождений, главным образом, в надрифовых толщах. Разработка методологии единого комплексного пространственного моделирования включающего все стадии геологоразведочных работ, определенный вклад в которую вносит и настоящая работа, несомненно, позволит перейти нефтегазовой геологии на новый мультидисциплинарный уровень развития. На этом уровне возможно будет объединить усилия ученых - представителей более 100 геологических дисциплин для создания единых моделей, которые позволят рассеять туман неопределенности, и чуть ближе приблизится к истине в познании не только нефтегазовой залежи но и окружающего мира. Список рисунков Стр. Рис. 1. Обзорная карта района исследования с элементами тектонического и нефте-газогеологического районирования 4 Рис.2. Схема классификации органогенных сооружений 10 Рис.3. Геологический смысл трехмерных сечений четырехмерного пространства Ро 19 Рис.4. Трехмерные сечения Р1, РЗ, Р4 четырехмерного пространства пористости 20 Рис.5. Схема видов моделирования на стадиях геологоразведочных работ 22 Рис.6. Схема методологии геологоразведочного процесса по Ма§ооп апс! Бо\у 24 Рис.7. Схема учета информации при раздельном и едином моделировании 26 Рис.8. Исходная структурная карта отражающего горизонта Бзйп 34 Рис.9. Морфология базисной поверхности северной части Хорейверской впадины и прилегающих территорий 35 Рис. 10. Корреляция рифогенных разрезов северной части Хорейверской впадины 37 Рис. 11. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Висового участка 39 Рис.12. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Центрально-Хорейверской рифовой зоны 40 Рис.13. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Верхне-Колвинского участка 41 Рис.14. Структурная карта Тимано-Печорского седиментационного бассейна и прилегающих территорий по подошве осадочного чехла 42 Рис.15, а) Трехмерная структурно-морфологическая модель фундамента Тимано-Печорской провинции; б) Морфология фундамента Хорейверской впадины 43 Рис. 16. Базисная поверхность с участком детализации и коррекцией по скважинам 45 Рис.17. Распределение пластового давления по площади 49 Рис.18. Распределение пластового давления по глубине 50 Рис.19. Трехмерное распределение пластового давления 51 Рис.20. Схема трехмерного геолого-математического моделирования природного резервуара 53 Рис.21. Гистограммы распределения подсчетных параметров: а - пористости, б -геологических запасов 55 Рис.22. Карта фактического материала 58 Рис.23. Характер изученности территории ЦХП 61 Рис. 24. Сводный литолого-стратиграфический разрез северной части Хорейверской 65 впадины Рис.25. Типы органогенных построек 76 Рис.26. Типы биогермов 77 Рис.27. Типы контактов органогенных построек 78 Рис.28 Трехмерная структурно-морфологическая карта подошвы карбона 82 Рис.29 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли нижнего фамена 83 Рис.30 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли франа 84 Рис.31 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли доманика 85 Рис.32 Трехмерная структурно-морфологическая карта подошвы доманика 86 Рис.33. Схематические карты толщин стратиграфических горизонтов ЦХП 87 Рис.34. Трехмерная палеоструктурная карта к началу доманикового времени 89 Рис.35. Трехмерная палеоструктурная карта к концу доманикового времени 90 Рис.36. Трехмерная палеоструктурная карта к концу верхнефранского времени 91 Рис.37. Трехмерная палеоструктурная карта к концу нижнефаменского времени 92 Рис.38. Объемные структурная и палеоструктурная модели ЦХП 93 Рис.39. Объемная палеогеоморфологическая модель ЦХП 96 Рис.40. Принцип выделения уровней моря на палеогеоморфологической поверхности 97 Рис.41. Относительные палеоглубины осадконакопления в нижнефаменское время 98 Рис.42. Относительные палеоглубины осадконакопления в верхнефранское время 99 Рис.43. Относительные палеоглубины осадконакопления в доманиковое время 100 Рис.44. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления доманикового времени на современный структурный план 101 Рис.45. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления верхнефранского времени на современный структурный план 102 Рис.46. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления нижнефаменского времени на современный структурный план 103 Рис.47. Фрагмент временного разреза по профилю МОГТ 323 106 Рис.48. Фрагмент временного разреза по профилю МОГТ 20588-01 107 Рис.49. Схематическая карта толщин в интервале подошвы карбона и кровли пласта Д-1У Висового участка 108 Рис.50. Схематическая карта толщин пласта Д-1У Висового участка 109 Рис.51. Схематическая карта толщин слабопроницаемой перемычки пластов Д-1У и Д-Ш Висового участка 110 Рис.52. Схематическая карта толщин пласта Д-Ш Висового участка 111 Рис.53. Схематическая карта интервала толщин пласта Д-Ш и ОГ Озйп Висового участка 112 Рис.54. Схематическая карта интервала толщин пласта ОГ БзАп и ОГ Шз^ОзШг+вг) Висового участка 113 Рис.55. Трехмерная палеострукгурная модель и модель современного структурного плана Висового участка 114 Рис.56. Объемная структурно-морфологическая поверхность рифового тела (рифовой литофации) Висового участка ЦХП 115 Рис.57. Схематическая структурно-морфологическая карта поверхности рифовой литофации Висового участка 116 Рис.58. Пример геологического анализа в трехмерном пространстве 121 Рис.59. Несовпадение зон роста франских и фаменских органогенных сооружений 122 Рис.60. Поперечный слайс через Западно-Хоседаюскую рифогенную зону 123 Рис.61. Продольный и поперечный слайсы через Центрально-Хорейверскую рифогенную зону 124 Рис.62. Объемная модель распространения разновозрастных рифовых литофаций ЦХП 125 Рис.63. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы А и Б 128 Рис. 64. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы В и Г 129 Рис.65. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы Д и Е 130 Рис.66. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: цикл Ж 131 Рис.67. Степень уплотнения осадка 133 Рис.68. Схема основных понятий покрывающей толщи 135 Рис.69. Схематическая структурная карта совмещенных контуров. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение 138 Рис.70. Схематический продольный геологический профиль. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение 139 Рис.71. Сихорейское нефтяное месторождение. Структурные карты по кровле продуктивных пластов Озйп-1У и Бзйп-Ш 140 Рис.72. Схематический геологический профиль через Сихорейское нефтяное месторождение 141 Рис.73. Схематический геологический профиль через Восточно-Янемдейское нефтяное месторождение 142 Рис.74. Схематический геологический профиль через Висовое и Северо-Хоседаюское нефтяные месторождения 143 Рис.75. Северо-Сихорейское нефтяное месторождение. Структурные карты по кровле продуктивных пластов Взйп-1 и БзАп-Ш 147 Рис.76. Северо-Сихорейское нефтяное месторождение. Структурная карта и трехмерная модель по кровли продуктивного пласта 148 Рис.77. Структурная карта по кровле пласта ОГ Озйп-Ш Верхне-Колвинского нефтяного месторождения 150 Рис.78. Схематический геологический профиль через Западно-Ярейягинское месторождение 152 Рис.79. Структурно-морфологическая поверхность по ОГ ОзАп. Западно-Сихорейский перспективный объект 153 Рис.80. Структурно-морфологическая поверхность по ОГ Озйп. Лапкотынский перспективный объект 154 Рис.81. Схематическая карта распределения типов ловушек и зон развития литофа-цийЦХП 157 www.dissercat.com |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Рис.
1. Растительный покров
