Stora oljefyndigheter. Olje- och gasfält i Ryssland. Olje- och gasregioner i Ryska federationen

Den västsibiriska olje- och gasprovinsen upptar området för det västsibiriska låglandet. Det första gasfältet, Berezovskoye, upptäcktes 1953.

Plattformen för den västsibiriska provinsen ligger i källaren under den paleozoiska tiden, representerad av sandiga, gosiga meso-cenozoiska fyndigheter, vars tjocklek når 4000-5000 m.

Den västsibiriska olje- och gasprovinsen omfattar flera olje- och gasbärande områden:

§ Sredneobskaya;

§ Vasyugan;

§ Frolovskaya;

§ Norra Tyumen;

§ Berezovo-Shaimskaya.

Sredneobskaya olje- och gasregion representeras av Samotlor -fältet, som är unikt när det gäller oljereserver. De rikaste oljefälten inkluderar också Mamontovskoye, Sovetskoye, Ust-Balykskoye, Pravdinskoye, Zapadno-Surgutskoye.

Olje- och gasinnehållet fastställs i formationerna Tyumen, Vasyugan, Megion och Vartov. De viktigaste oljereserverna är förknippade med fyndigheterna i formationerna Vartovskaya och Upper Megionskaya. I deras sektion finns det mer än 30 permeabla sandiga skikt, varav nästan 20 med beprövad kommersiell olja och gashalt. Betydande ansamlingar av olja är inneslutna i sand- och sand-argillaceous formationer av grupp "A" i takdelen av Vartovskaya-sviten. Deras tjocklek är variabel och ersätts ofta av leror och siltstenar.

Vid basen av sedimentära locket ligger Tyumenformationen (nedre + mellersta jura) med en tjocklek på 200-300 m. Det uttrycks av alternerande sandstenar, siltstenar och leror. Övre jura i bågarna Surgut och Nizhnevartovsk representeras av Vasyugan- och Georgievskformationerna, som består av alternerande sandstenar och lerstenar med en tjocklek på 50-110 m.

Formationerna Megion och Vartovskaya (Valanginian och Hauteriv-Barremian) består av sandstensbäddar åtskilda av lerstenar med en tjocklek på 265-530 m.

Olja i Middle Ob-regionen har en densitet på 0,854-0,911 g / cm3, en svavelhalt på 0,8-1,9%. Det högsta svavelinnehållet finns i oljorna i Surgut -regionen. Alla oljor är lågparaffiniska 1,9-5,3%.

Norra Tyumen olje- och gasregion omfattar mer än tio fält, inklusive de största såsom Urengoyskoye, Zapolyarnoye, Medvezhye.

Huvuddragen i den geologiska strukturen. Sedimenttäckningens tjocklek är mer än 4000 m, men den nedre delen av sektionen har inte studerats genom borrning. De nedre-mellersta juraavsättningarna representeras av alternerande sandstenar, siltstenar och lerstenar med en tjocklek på 220-445 m. De övre juraavlagringarna består av lerstenar med en tjocklek på 100-150 m. Den övre delen av Pokurskaya-sviten är representerad av lersand. Leror av turonisk-paleogen ålder med en tjocklek av 1000 m fungerar som ett lock.

Stora gasreserver är koncentrerade till sandstenar i den valanginska-cenomanska åldern med goda reservoaregenskaper (porositet 26-34%, permeabilitet upp till 3000-6000 mD).

Gaser från cenomanska fyndigheter består huvudsakligen av metan 98-99,6%. Det finns praktiskt taget inget kondensat på de flesta områden. Gaserna i den valanginiska fyndigheten innehåller en stor mängd tunga kolväten upp till 9,5% och metan upp till 88,5%.

Urengoyskoyefältet är det största i världen när det gäller gasreserver. Den är begränsad till en mild brachyanticlinal vikning, 95x25 km i storlek. Gasreservoaren består av inbäddade sandstenar, siltstenar och leror. Den totala tjockleken av gasmättade behållare i taket på strukturen är 80-100 m. Reservoarernas porositet är 20-35%, permeabiliteten är 600-1000 mD.

Kontrollfrågor:

1. Nämn bergartens reservoaregenskaper.

2. Vad bestämmer porositet och permeabilitet hos stenar?

3. Vilka typer av porositet och permeabilitet är det?

4. Vilken är den grundläggande sammansättningen av olja.

5. Berätta om oljans fysikaliska egenskaper.

6. Vilka är de viktigaste egenskaperna hos naturgas?

7. Hypoteser om oljans organiska och oorganiska ursprung.

8. Stenars egenskaper - reservoarer.

Oljeindustrin är en gren av tung industri, inklusive prospektering av olje- och olje- och gasfält, borrning av brunnar, produktion av olja och tillhörande gas, rörledning av olja. När det gäller beprövade oljereserver 1992 rankades Ryssland tvåa i världen efter Saudiarabien, på vars territorium en tredjedel av världens reserver är koncentrerade. Av dessa reserver i Ryssland - 20,2 miljarder ton. Före Sovjetunionens reserver 1991 uppgick till 23,5 miljarder ton. Om vi tar hänsyn till den låga graden av bekräftelse av troliga reserver och en ännu större andel fält med höga utvecklingskostnader (av alla oljereserver har bara 55% hög produktivitet), då kan Rysslands övergripande tillhandahållande av oljeresurser inte kallas molnfri.

Även i västra Sibirien, där den största ökningen av reserver förväntas, kommer cirka 40% av denna ökning att falla på andelen lågproduktiva fält med nya brunnars flödeshastighet på mindre än 10 ton per dag, vilket för närvarande är gränsen för lönsamhet för denna region Djup ekonomisk kris som grep Ryssland, kringgick inte grenarna av bränsle- och energikomplexet, särskilt oljeindustrin. Detta återspeglades främst i den accelererande nedgången i oljeproduktionen sedan 1989.

1990-2000. Tillståndet i den ryska oljeindustrin kännetecknades av en minskning av volymen av en ökning av industriella oljereserver, en minskning av kvaliteten och hastigheten för deras driftsättning, en minskning av prospekterings- och produktionsborrningen och en ökning av antalet av tomgångsbrunnar, en utbredd övergång till mekaniserad produktion med en kraftig minskning av flödande brunnar, frånvaron av någon betydande reserv av stora fält, behovet av att involvera sig i industriell exploatering av fält i oroliga och svåråtkomliga områden, industrins progressiva tekniska och tekniska efterblivenhet, otillräcklig uppmärksamhet på frågor om social utveckling och ekologi. Vid den tiden (och fram till nu) fanns det tre stora oljebaser på Ryska federationens territorium: Västsibirien, Volgo-Ural och Timan-Pechersk. Den viktigaste är västsibiriska. Det är det största olje- och gasbassänget i världen, beläget inom västsibiriska slätten i Tyumen, Omsk, Kurgan, Tomsk och delvis Sverdlovsk, Chelyabinsk, Novosibirsk regioner, Krasnoyarsk och Altai territorier, med ett område på cirka 3,5 miljoner km. Olje- och gasinnehållet i bassängen är förknippat med avlagringar från jura- och krittåldern. De flesta oljefyndigheterna ligger på 2000-3000 meters djup. Olja från det västsibiriska olje- och gasbassänget kännetecknas av en låg svavelhalt (upp till 1,1%) och paraffin (mindre än 0,5%), halten av bensinfraktioner är hög (40-60%) och en ökad mängd flyktiga ämnen.

Under perioden 1990 till 2000. 70% av rysk olja producerades i västra Sibirien. Det finns flera dussin stora insättningar i västra Sibirien. Bland dem finns sådana kända som Samotlor, Megion, Ust-Balyk, Shaim, Strezhevoy. De flesta av dem ligger i Tyumen -regionen - en slags kärna i regionen. I den republikanska arbetsfördelningen sticker det ut som Rysslands huvudbas för att förse sitt nationella ekonomiska komplex med olja och naturgas. Oljeindustrin i Tyumen kännetecknas av en minskning av produktionsvolymerna. Efter att ha nått ett maximum 1988 på 415,1 miljoner ton, minskade oljeproduktionen 1990 till 358,4 miljoner ton, det vill säga med 13,7 procent, denna tendens till produktionsnedgång fortsatte också 1994.

Den tillhörande petroleumgasen från Tyumen bearbetades vid gasbearbetningsanläggningarna Surgut, Nizhnevartovsk, Belozerny, Lokosovsky och Yuzhno-Balyksky. De använde emellertid endast cirka 60% av de mest värdefulla petrokemiska råvarorna som extraherades med olja, resten brändes i facklor, vilket förklarades av fördröjningen vid driftsättning av gasbehandlingsanläggningar, otillräckliga bygghastigheter för gaskompressorstationer och gas samla nätverk vid oljefält.

Den näst viktigaste oljebasen under perioden 1990-2000. - Volga-Ural. Det ligger i den östra delen av Ryska federationens europeiska territorium, inom republikerna Tatarstan, Bashkortostan, Udmurtia, samt Perm, Orenburg, Kuibyshev, Saratov, Volgograd, Kirov och Ulyanovsk regioner. Oljefyndigheter ligger på 1600 till 3000 m djup, dvs närmare ytan jämfört med västra Sibirien, vilket något minskar borrningskostnaderna. Volga-Uralsk-regionen stod för 24% av landets oljeproduktion.

Den överväldigande delen av olja och tillhörande gas (mer än 4/5) i regionen tillhandahölls av Tataria, Bashkiria, Kuibyshev -regionen. En betydande del av oljan som produceras inom olje- och gasregionen Volga-Ural transporterades via rörledningar till lokala raffinaderier som huvudsakligen ligger i Bashkiria och Kuibyshev-regionen, liksom i andra regioner (Perm, Saratov, Volgograd, Orenburg) . geologisk oljegas

Olja från östra Sibirien kännetecknas av ett brett utbud av egenskaper och sammansättning på grund av flerlagers struktur på fälten. Men i allmänhet är det värre än olja i västra Sibirien, eftersom det kännetecknas av ett högt innehåll av paraffin och svavel, vilket leder till ökad avskrivning av utrustning. Om vi berör särdragen i kvalitet bör vi lyfta fram Komirepubliken, där tung olja utvanns med gruvmetoden, liksom olja från Dagestan, Tjetjenien och Ingusjetien med ett stort hartsinnehåll, men obetydligt svavel. Det finns många lätta fraktioner i Stavropol -olja, vilket gör den värdefull, bra olja i Fjärran Östern.

Den tredje oljebasen är Timano-Pecherskaya. Det ligger inom Komi, Nenets autonoma distrikt i Arkhangelsk-regionen och delvis i de angränsande territorierna, som gränsar till den norra delen av olja- och gasregionen Volga-Ural. Tillsammans med resten gav Timan -Pechersk oljeregion endast 6% olja i Ryska federationen (västra Sibirien och Ural Volga -regionen - 94%).

Oljeproduktion utfördes på fälten Usinskoye, Pamgnya, Yarega, Nizhnyaya Omra, Vodeyskoye och andra. Timan-Pechora-regionen, liksom Volgograd- och Saratovregionerna, ansågs ganska lovande. Enligt amerikanska experter lagrade djupet av den arktiska tundran vid den tiden 2,5 miljarder ton olja. Idag har olika företag redan investerat 80 miljarder dollar i sin oljeindustri för att utvinna 730 miljoner ton olja, vilket är två gånger den ryska federationens årliga produktion.

Ryska federationen anses med rätta vara en av världens ledande oljeexportörer.

Cirka 505 miljoner ton "svart guld" bryts årligen i landet.

Hittills har de utvecklade när det gäller mängden beprövade naturliga oljereserver tagit Ryssland till sjunde plats i världen.

De viktigaste insättningarna är Samatlorskoye, Romashkinskoye, Priobskoye, Lyantorskoye, Fedorovskoye, Mamontovskoye

Samotlor

Det största oljefältet i Ryssland ligger på sjätte plats i världslistan. Under lång tid ansågs dess plats vara en statshemlighet.

För närvarande är denna information inte längre klassificerad. Det har varit under utveckling i över 45 år, och dess användning kommer att pågå till slutet av 2000 -talet.

Utforskades 1965. Expeditionen leddes av V.A. Abazarov.
Driftstart: 1969
Plats: Nizhnevartovsk-distriktet i Khanty-Mansky Autonomous Okrug.
Geologiska reserver: cirka 7 100 000 000 ton.
Återvinningsbara reserver: cirka 2 700 000 000 ton.
Produktionsmetod: borriggar på konstgjorda öar, klusterborrning.

Under driftens år har mer än 2 300 000 000 ton kolväten producerats. Just nu pågår ett arbete på fältet för att stimulera produktionen. Mer än 570 nya brunnar planeras att byggas. Huvuddelen av utvecklingen tillhör NK Rosneft.

Romashkinskoe

Tillhör olja- och gasbassängen Volga-Ural. Det är strategiskt viktigt för landet. Under flera decennier i rad har det fungerat som ett slags "testplats" för att testa ny oljeproduktionsteknik.

Öppnade 1948 av teamet av S. Kuzmin och R. Khalikov.
Driftstart: 1952
Plats: Leninogorsk -distriktet, Almetyevsk, Tatarstan.
Geologiska reserver: cirka 5 000 000 000 ton.
Återvinningsbara reserver: cirka 3 000 000 000 ton.
Produktionsmetod: vattenflödesmetod i krets, borrning med en turbodrill på vatten.

Mer än 2 200 000 000 ton olja har redan utvunnits från fältets djup. För 2010 är mängden utforskade reserver 320 900 000 ton. Utvecklingen utförs av TATNEFT.

Priobskoe

Flerlagers fält med låg produktivitet. Det har stor potential, men genomförandet kräver betydande finansiella investeringar. Utvecklingen kompliceras av områdets träsk, översvämningar, fiskens lekplatsers nära läge.

Utforskades 1982.
Driftstart: 1988.
Plats: Khanty-Mansi Autonomous Okrug, Khanty-Mansiysk.
Geologiska reserver: 5.000.000.000 ton.
Återvinningsbara reserver: 2 400 000 000 ton.
Produktionsmetod: hydraulisk sprickteknik, vattenborrning.

Fältet tillhör det västsibiriska olje- och gasbassängen. Mer än 80% av det ligger i översvämningsplanen vid floden Ob. Redan utvunnet cirka 1 350 000 000 ton kolväten. Utvecklingen utförs av företagen Rosneft och Gazprom Neft.

Lyantorskoe

Det anses vara en av de svåraste ryska insättningarna att utveckla. Tillhör västsibiriska olje- och gasprovinsen.

Utforskades 1965.
Driftstart: 1978.
Plats: Khanty-Mansi Autonomous Okrug, Surgut District, Lyantor.
Återvinningsbara reserver: 380 000 000 ton.
Produktionsmetod: nio-punkts omvänd utvecklingssystem, flödande brunndrift.

Fältets huvudoperatör är OJSC “Surgutneftegas”.

Fedorovskoe

Tillhör Surgut -bågen, den sydöstra delen av Tjernorechenskij -upphöjningen. Ingår i klassen gigantiska insättningar.

Invigning: 1971.
Driftstart: 1971
Plats: Khanty-Mansi Autonomous Okrug, Surgut.
Geologiska reserver: 2 000 000 000 ton.
Återvinningsbara reserver: 189,9 miljoner ton.
Produktionsmetod: horisontell borrning, hydraulisk sprickbildning, fysikalisk -kemisk behandling av bottenhålszonen, etc.

Det är ryggraden i resursbasen i Surgutneftegaz. Sedan idrifttagningen har fältet producerat över 571 000 000 ton olja.

Mamontovskoe

Tillhör klassen stora. Kolvätepålagringar ligger på cirka 2 - 2,5 km djup.

Utforskades 1965. Expeditionsledare - I.G. Shapovalov.
Driftstart: 1970.
Plats: Khanty-Mansi Autonomous Okrug, Pyt-Yakh.
Geologiska reserver: 1 400 000 000 ton.
Återvinningsbara reserver: 93 400 000 ton.

Fyndigheten är komplex när det gäller dess geologiska struktur. Sedan driftens början har 561 000 000 ton olja pumpats ut. För närvarande genomförs utvecklingen av Rosneft.

En stor mängd olja spillts ut under transporten, läs länken, vilka miljöproblem uppstår i detta avseende i Azovhavet

Utforskningen fortsätter

Det finns lovande platser i vårt land där produktionen kan nå stora volymer.

2013 upptäcktes Velikoye -fältet. Enligt initiala uppskattningar är de geologiska oljereserverna i den nära 300 000 000 ton. Det finns ännu ingen exakt information om hur mycket av denna volym kolväten som kan återvinnas.

Velikoye är ett av de största oljefälten som upptäckts på land de senaste decennierna. Licensen för dess utveckling erhölls av AFB -företaget. Det kommer sannolikt att locka till sig andra operatörer som partners.

År 2015 är det planerat att starta utvecklingen av Bazhenov -formationen - det här är det största

Manifestationer och industriella avlagringar av olja och gas är kända i stenarna i källare och basalhorisonter i sedimentära bassänger i USA, Venezuela, Libyen, Marocko, Egypten, Österrike, Jugoslavien, Ungern, OSS -länderna, Kina och i tarmarna på andra stater.

Grunden för tektonotyperna för plattformsområden, marginella och mobila system kännetecknas av bergkomplex av olika sammansättning och ålder. Kolväte ackumuleringar finns i gneiser, skiffer, kvartsiter och andra metamorfiter, vulkanogena formationer och naturligtvis i granitoider och deras vittringskorpor. Det uppskattas att cirka 40% av antalet fyndigheter som upptäcks i källarstenarna är begränsade till de senare, och om vi tar hänsyn till deras volym, är mer än 3/4 av kolvätereserverna i källare av olje- och gasgeologiska föremål är associerade med granitoider.

När frågorna om olje- och gasinnehåll i källarstenar, medföljande vittringskorpor och täckningens bashorisonter övervägs, är vanligtvis huvudsaklig uppmärksamhet inriktad på felzonernas roll vid bildandet av reservoarer och kolvätepålagringar. Exempel på olje- och gasfält med olika struktur, olje- och bitumenmanifestationer och brandfarliga gasutflöden på ett eller annat sätt begränsade till system med djupa störningar, som naturligt delar jordskorpan i block av olika storlekar, ges. I den moderna geologiska strukturen på planeten saknar en del av sådana block sedimentär täckning och på ytan dyker det upp i form av sköldar och massiv bestående av komplex av kristallina stenar, den andra delen av blocken överlagras av sediment av olika kompositioner, vars tjocklek varierar beroende på förutsättningarna för deras utveckling och hypsometriska position, och på dagytan manifesteras i form av tektoniska element i olika skalor och morfologi.

Aktiva hydrotermiska och avgasningsförfaranden förekommer i felområden, inte bara på kontinenter, utan också i spricksystem i mid-oceaniska åsar, oftast utan sedimentlager.

Således är zonerna med djupa fel, särskilt förnyade av moderna rörelser, det ”cirkulationssystem” genom vilket vätske- och värmeväxling sker i jordskorpan, vilket bidrar till bildandet av kolväten och deras efterföljande ontogenes. Processerna för bildande av olje- och gasackumuleringszoner, reservoarer och avlagringar av olja och gas, samt den rumsliga fördelningen av de senare, är i stor utsträckning förknippade med felen.

DEM. Shakhnovsky, med tanke på förhållandena för olje- och gasinnehållet i källarstenarna, konstaterar att i blocken i källaren som täcks av lockets sediment är olje- och gasinnehållet oftast begränsat till vittringskorpan, vars tjocklek når 50-80 m, men överstiger vanligtvis inte 10-15 m. För de sekundära reservoarerna som bildas här är komplexa bisarra konturer och en skarp variation av egenskaper i rymden karakteristiska. Reservoarer som bildas i felzoner kännetecknas av en linjär form. Följaktligen är reservoarerna i vittringskorporna indelade i areal, linjära och blandade typer. Författaren ger egenskaperna hos fält med olje- och gasavlagringar i vittringskorpor av unga och gamla källare med olika sammansättning, tjocklek och djup. Dessa är insättningar som upptäckts i centrala Texas, USA (Orff, etc.), Venezuela (La Paz, Mara), Algeriet (Hassi Messaoud), Kazakstan (Oimashi) och andra.

K.E. Veselov och I.N. Mikhailov citerar statistiska data om olje- och gasfält som upptäckts i källarstenar i Australien, Stilla havet, Asien, Afrika, Europa, Amerika. Vanligtvis finns det en planerad korrespondens mellan olje- och gasområden i källaren och i sedimentskyddet; sällan finns HC -ansamlingar endast i källaren. Uppmärksamheten är inriktad på de teoretiska aspekterna av prospektering av olje- och gasavlagringar på stora djup i källarstenarna (det finns utvecklade, ständigt uppdaterade, horisontella och vertikala spricksystem i källaren, som inom plattformarna återspeglar deras komplexa flerordningsfel- frakturblockstruktur). Bildandet av det senare förklaras i termer av tektonik för global spridning. Detta koncept kombinerar harmoniskt fixistiska och mobilistiska idéer om tektogenes, vilket gör det rimligt att överväga utvecklingen av jordskorpan och bildandet av dess splittringsblockdelbarhet. Särskild uppmärksamhet ägnas åt sprickbildning. Beroende på omfattningen av dess manifestation kan fraktursystem inte bara ansluta olika horisonter för sedimentärt lock, utan också tränga djupt in i källarstenarna, underlätta migrering av vätskor och bildandet av kolvätefyndigheter i den geologiska miljön, vilket traditionellt betraktades föga lovande. Skorpans sprickade blockstruktur leder till det faktum att beroende på platsen kan samma stenar vara både monolitiskt ogenomträngliga och bra sekundära reservoarer, vars porositet bestäms av sprickbildning och verkan av olika fysikalisk-kemiska processer. De olje- och gasavlagringar som är kända i källarstenarna är inte av misstag (även om de mest upptäcktes av en slump!), Men en manifestation av ett visst mönster, som gör att vi kan anta enorma ackumuleringar av kolväten på stora djup. De huvudsakliga syftena med sökningen bör vara strukturer för sprickfel-block i kontinentskorpan, som bör ha stora vertikala och begränsade horisontella dimensioner. Brytning i hårda stenar och på stora djup är en utbredd geologisk process som bidrar till olje- och gasackumulering.

V.L. Shuster ger information (sammansättning av bergarter, reserver och brunnstakter, tjockleken på den oljemättade delen av sektionen, reservoaregenskaper) om några olje- och gasfält som upptäckts i kristallina bergarter i Libyen, Egypten, Indien, Brasilien, Venezuela, USA och Kazakstan. Insättningar är som regel flerskikts, avlagringar är delvis eller helt litologiskt och (eller) tektoniskt avskärmade, belägna i normalt sedimentära bergarter och i sprickade gneiser, graniter, granodioriter, granofyrer och porfyriter av stiftelser i olika åldrar. Stenkomplexen i grunden till den västsibiriska plattan, den sibiriska plattformen, på territoriet i Arktis och nordöstra havet, Fjärran Östern kan vara nya lovande mål för prospektering efter olje- och gasfyndigheter.

Bildandet av HC -ackumuleringar i källaren beror på interaktionen mellan två motströmmar: djupa ångor, gaser och värme, som tenderar underifrån från jordens tarmar och kylt organiskt mineraliskt material, som sänker sig uppifrån i tarmarna. Migrationen av vätskor och förekomsten av termobariska förhållanden för bildning av kolväten underlättas av permeabilitetszonerna associerade med djupa fel. Fel styr också bildandet av olika strukturer och tillhörande fällor, omvandlingen av täta granitoider till sprickor och spridningen av reservoarer och tätningar. Dessa krav uppfyller villkoren för olje- och gasackumulering både i de kristallina bergarterna i källaren och i sedimenten på locket. Framställning av kolväten för industriell användning av olja och gas är inte nödvändig.

Oljefält associerade med reservoarer i granitoider är kända i Ryssland, Kazakstan, Libyen, Kina, Indien, USA, Kanada. Den överväldigande majoriteten av dem är begränsade till väderzoner med låg tjocklek.

Mot den bakgrunden är strukturen och de oljebärande förhållandena för White Tiger-fältet som ligger i Mekong (Kyulong) depression på hyllan i Sydvietnam. På fältet ansågs det cenozoiska sedimentära locket till en början vara produktivt, där sandstenarna i nedre oligocenen och nedre miocenen är oljebärande, tills 1988 en unik oljereservoar upptäcktes i de "färska" mesozoiska granitoiderna i källaren. Upp till 70% av de ursprungliga geologiska reserverna i kategorierna 1 + 2 är koncentrerade här. Volymen av oljemättade granitoider är exceptionell - deponeringens höjd är över 1300 m och värdena på bergens filtreringsegenskaper är höga, vilket gör det möjligt att erhålla från dem mer än 90% av den totala oljan produktion. Och detta trots att brunnar borrade till mer än 5000 m djup har OWC (i allmänt accepterad tolkning) inte fastställts!

Strukturen för White Tigr-fyndigheten är en horstliknande lyftning, block av olika storlekar bildas under perioden för aktivering av paleogena rörelser längs de nordöstra strejkfel. Deras amplitud på ytan av källaren är 1500-1600 m och mer, i locket minskar det och i sedimenten i Upper Oligocene överstiger inte längre 400-500 m; förskjutningar längs andra fel når sällan 150-200 m. Längs källartoppen är upplyftningen klart uppdelad i tre huvuddelar av kvarteret, representerade av de södra, centrala (mest förhöjda) och norra bågarna, som i sin tur kännetecknas genom mer delad delbarhet. Höjningens dimension: längd - flera tiotals kilometer, bredd och höjd - mer än 1,5 km, höjd av slottet - 4650 m (bild 51).

Ris. 51. Placering av de viktigaste fälten på hyllan i Sydvietnam och

strukturellt-tektoniskt diagram över källarytan av White Tiger-fyndigheten

1 - gränser för tektoniska strukturer; 2 - insättningar; 3 - huvudfel; 4 - isohypser av källarytan, km; 5 - brunnar. Insättningar: BT - White Tiger, DH - Dayhung, DR - Dragon, TD - Tamdao.

Tjockleken på Cenozoic -locket varierar från 3000 m i höjda block och upp till 8000 m inom nedsänkta block. Stiftelsen består av graniter, granodioriter, kvartsdioriter; monobaserade koefficienter för block - 0,73; 0,57 och 0,8. Vallar och lavatavlor (diabaser, basalter etc.) över källaren är karakteristiska.

Kapacitiva egenskaper och filtreringsegenskaper beror på den sekundära tomrummet hos frakturerade, kavitetsfrakturerade och blocktyper; vätskeströmmen påverkas starkast av stenbrott.

Oljereservoaren är ”sönderdelad” i block i källaren vid olika hypsometriska nivåer och avskärmas av övre och nedre oligocenen lera-lersten med en tjocklek av 5-20 till 40-60 m, i områden där tätningen är tunn, olja inflöden är vanligtvis små eller frånvarande. Här är det möjligt att kolväten strömmar från källarstenarna till nedre oligocenets avlagringar. Det maximala djupet för beprövad oljemättnad är 4350 m, det uppskattade djupet är 4650 m.

Källartornas oljebärande kapacitet har också fastställts på andra strukturer i Mekong -fördjupningen - Dragon-, Tamdao-, Baden-, Bivi -blocken; stora reserver förutses vid Daihung -fältet i södra Konshon -fördjupningen.

O.A. Shnip, efter att ha övervägt villkoren för olje- och gasinnehållet i stiftelserna, föreslår geologiska kriterier för att bedöma utsikterna för grundstenar för olja och gas:

1. Granitoider är den mest troliga gruppen källarstenar som kan ackumulera och bevara industriella ackumuleringar av kolväten.

2. Vägarna för vätskemigration är associerade med sprickade zoner och med andra system av tomrum som kan uppstå i källaren.

3. Reservoarer i källaren bildas under påverkan av ruptektonik och hypergenpåverkan, vilket bidrar till bildandet av tomrum i alla bergarter.

4. Tätningarna för olje- och gasavlagringar i källaren är horisonten för ogenomträngliga bergarter i sedimentära locket. Ogenomträngliga källarstenar kan också vara isolerande komplex.

5. Inneslutning av industriella ackumuleringar av olja och gas till grunden för sedimentära bassänger.

6. Placering av kolväteackumuleringar i källarutsprången, stiger över taket med tio, hundratals eller fler meter.

7. Kolväteinkluderingar i granitoidsmineraler.

8. Djup av källarstenar från 3,5 till 4,3 km.

9. Förekomst av zoner med olje- och gasbildning på ett avstånd som är tillgängligt för kolvätevandring.

V.L. Shuster, Yu.G. Takaev, som har kännetecknat strukturen för olje- och gasfält i de kristallina formationerna i Amerika, Afrika, Europa, Australien, Asien, Kina, Indonesien och Vietnam, stannar också vid problemet med kriterier för bedömning av olje- och gasinnehåll. Med hänvisning till kända författare som länge har hanterat olje- och gasinnehållet i källarstenar och gamla skikt. (E.R. Alieva et al., 1987; E.V. Kucheruk, 1991; B.P. Kabyshev, 1991; R. Sheriff, 1980, 1987; och andra), anger de följande indikatorer på källarolja och gasinnehåll:

Förekomst av kolväteackumuleringar i källare under regionala avvikelser;

Skarp dissektion av källaravlastningen;

Djupet av förekomst eller lokalisering av HC -ackumuleringar i källaren kan inte överstiga djupet av sedimentlagrets bas i bassängernas fördjupningar;

Strukturell faktor (den mest lovande är fundamentets axlar och avsatser), inkl. förekomsten av felzoner;

Hydrogeologiska förhållanden för bevarande av olje- och gasackumuleringar;

Förekomsten av tomrum i kristallina stenar.

Analys av de föreslagna kriterierna och indikatorerna för bedömning av olje- och gasinnehållet i källarstenar i olika tektonotyper visar att de flesta av dem inte väsentligt skiljer sig från tecken och villkor för olje- och gasinnehåll och en uppsättning tektoniska, litologiska, hydrogeologiska och geokemiska indikatorer och kriterier för olje- och gasackumulering och säkerhet för kolvätepålagringar, vanligtvis för att bedöma utsikterna för sedimentära bassänger. för olja och gas. Och i grunden och i omslaget, i slutändan, är det viktigaste samlaren och däcket! Vid bildandet av kolvätefällor spelas den viktigaste rollen av felblockstrukturer, som har bestämt erosion-tektonisk avlastning och regionala avvikelser. Och dessutom styr felblock (interblock!) -System utan tvekan placeringen av lejonparten av olje- och gasfält i jordskorpan.

Den tektoniska faktorn i helheten av processer som bestämmer den geologiska miljön och dess olje- och gasinnehåll är den ledande. Det är tektogenes som avgör utvecklingen av sedimentära olje- och gasbassänger, olika i skala, struktur och ålder, och deras zonfördelning i jordskorpan. Dess roll manifesteras på alla nivåer av prognoser och prospektering för olje- och gasfält. I detta fall styr den tektoniska regimen, som bildar bassängens (skiktade) blockstruktur, bildandet och distributionen av kolväten i sektionen och över territoriet. Intensiteten och riktningen av strukturbildande rörelser påverkar direkt eller indirekt sedimentationens inställning och omfattning, graden av bergförändring, OM-transformationens typ och natur, områden för uppladdning och urladdning av formationsvatten, tidsvariationen för den geotermiska gradient, regionala vätskeflödesriktningar och andra processer som åtföljer eller bestämmer olje- och gasinnehåll.

Faktumet med blockkontroll över bildandet och distributionen av många mineraler har fastställts. Det är helt uppenbart att djupa störningar, som utgör grunden för interblock (gräns) system, är zoner för rörliga övergångar mellan blocken som separeras av dem och bestämmer deras viss autonomi och specificitet för olje- och gasinnehåll.

Som regel är block- och interblock -system mer kontrasterande i källarens struktur och den nedre delen av sedimentskyddet än i dess övre. På dagytan reflekteras de ofta av vikta (plikativa) strukturformer (svällningar, tråg, etc.), ofta kontrollerade av konsedimentationsfel.

I den meningen är exempelvis strukturen för den östra delen av den ryska plattformen, där regionalt utvidgade konsedimentära graben-liknande tråg identifieras på Bashkortostans territorium, som styr linjärt uttryckta zoner med olje- och gasackumulering (EV Lozin , 1994) (Fig. 52).

Ris. 52. Karta över isopacher i sedimentlagret Kynovo-Pashi

1 - isopacher, m; 2 - västra gränsen för de vikta Uralerna; 3,4 - gränser för utkilning: Pashi (3) och Kynovsk (4) insättningar; 5,6- disjunktiva zoner (GP): etablerade, antagna; 7 - administrativ gräns

Den geokronologiska sekvensen och kopplingen av mekanismen för bildandet av graben-liknande tråg med den gamla rifstrukturen i Riphean-Vendian spåras och de strukturella förutsättningarna för bildandet av möjliga zoner för olje- och gasackumulering, orsakade av blockrörelser, anges. Dessa förutsättningar kan mycket väl vara tillämpliga på andra plattformar, där olja och gaspotential i gamla skikt antas (fig. 53).

Ris. 53, Strukturellt-tektoniskt schema för delnivån Eifelian-Early Frasnian

Problemet med olje- och gasinnehållet i de gamla skikten på den östeuropeiska (ryska) plattformen är förknippat med de struktur-tektoniska förhållandena, stratigrafi av det vendisk-kambriumska bergkomplexet, som är mer studerat än de riphiska fyndigheterna och tecken av olje- och gasinnehåll (inflöde av prekambriumoljor erhållna i brunnarna i Danilovskaya -området i den centrala delen av Moskva -syneklisen, på Udmurtia, Bashkortostan, Kirov och Perm -områdena - områden Ocher, Siva, Sokolovskaya, etc.) , oljekällor (potential för oljekälla och tidpunkten för dess realisering; svarta lerstenar-"Vendian domanik" och mörkfärgade leror berikade med bitumoider, Moskva syneclise), samlare och sälar (sandiga respektive leriga medlemmar av Vendian-Cambrian komplex i Moskva och Mezen syneclises; den mest regionalt upprätthållande kepsen är leravlagringar i Redkinskaya (Ust-Pinezhskaya) sviten), fällor (strukturell och litologisk differentiering av gamla skikt antyder olika typer). Tektonotypen för fällorna som är associerade med blockstrukturen för Kama-Belsky, Central Russian, Moskva och andra aulakogener kan vara fällor från Yurubcheno-Tokhomskaya-ackumuleringszonen i Rifean och Vendian-sedimenten på den sibiriska plattformen. Analys av förutsättningarna för olje- och gasinnehållet i de gamla skikten på den östeuropeiska (ryska) plattformen indikerar förekomsten av alla kriterier för sannolik produktivitet i olje- och gasbassänger; det är bara viktigt att hitta zonerna för deras gynnsamma kombination.

Timan-Pechora OGP kännetecknas av alternering av stationerade mobilzoner och relativt enkelt byggda stabila regioner. Sedimenttäckningens strukturer upprepar sektionen i en utjämnad form huvuddragen i källarens struktur, dissekerade i block av djupa fel. Olika konfigurationer, storlekar och orienteringar för de upphöjda och tillhörande sänkta blocken bestämde blockblockstrukturen i de stabila regionerna och den linjära blockstrukturen i mobilzonerna. Stabila geoblocks är mestadels oljebärande, mobila är gasbärande (bild 54)].

Bild 54. Timan-Pechora olje- och gasprovins.

1-4 - gränser för strukturer: 1 - största, 2 - stora, 3 - medium, 4 - stora strukturer.

A - Timan Ridge: I - East Timan Megaval, II - Tsilemsko -Chetlas Megaval, III - Kanino -North Timan Megaval. B - Pechora syneclise: IV - Omra -Luzskaya sadel, V - Izhma depression, VI - Neritskaya monocline, VII - Malozemel'sko -Kolguevsky monocline, VIII - Pechora -Kozhvinsky mega -shaft, IX - Denisovsky trough, X - Kolvinsky megaval, XII - Lodminskaya sadel, XIII - Varandey -Adzvinskaya strukturzon. B - Cis -Ural foredeep: XIV - Polyudovskoe -lift, XV - Upper Pechora -depression, XVI - Middle Pechora -lift, XVII - Bolshesyninskaya -depression, XVIII - Chernyshev -lift, XIX - Kosyu -Rogovskaya depression, XX - Chernov -lift, XXI - Korota , XXII - Paykhoi -lyft. D - Ural ås.

Utan tvekan påverkar blockens tektoniska aktivitet deras olje- och gasinnehåll. Och detta beror naturligtvis på två huvudsakliga typer av indikatorer, vars grupper av tecken kännetecknar både själva blockens struktur och täcksedimenten över dem, där olja och gasobjekt är placerade - olje- och gasfält av olika skalor.

Mer än hälften (56%) av de identifierade fälten och fyndigheterna (65%) är begränsade till tektoniskt aktiva mobilblock. En betydande del av stora och största fyndigheter när det gäller geologiska reserver är förknippad med dem. De flesta potentiella kolväteresurserna: upp till 70% av oljan, cirka 90% av gasen - är koncentrerade i mobila geoblocks, där koncentrationen i genomsnitt är 3-3,5 gånger högre än i stabila.

Mobila megablocks kännetecknas av en uppsättning gemensamma drag för olje- och gasinnehåll, även om en detaljerad jämförelse av dem med varandra visar vissa avvikelser. Ett illustrativt exempel är Cis-Ural megablock, som kännetecknas av den avvikande strukturen i jordskorpan. Mer än hälften av de förutsagda gasresurserna i NGP är koncentrerade i det sedimentära locket över megablocket. Detta värde kan bero på den jämförande ungdomen av högintensiva fällor och avlagringar som är begränsade till dem, vilket i sin tur förklaras av den speciella geodynamiska regimen för megablocken i slutskedet av utvecklingen av Timan-Pechora-bassängen.

I Timan-Pechora-bassängerna sammanfaller ONGO-gränserna i det stratigrafiska området för Nedre Silurian-Nedre Perm och (eller) en kraftig förändring av deras produktivitet i allmänhet också med gränserna för stora långlivade skorpblock. Samtidigt kännetecknar den högsta produktiviteten de block som har upplevt en långsiktig stabil sänkning i den geologiska historien-oavsett deras efterföljande inversion-Cis-Ural-tråget, Pechora-Kolvinsky aulacogen, Varandey-Adz'va-zonen (i det senare är ONGO: s produktivitet något lägre på grund av mindre konsekvent, mindre stabil nedsänkning, ibland följt av en ökning). Placeringen av ZNGN i bassängen är också huvudsakligen underordnad två riktningar som begränsar huvudblocken: sub-Timan och sub-Ural; samtidigt motsvarar ZNGN i regel antingen de största linjära blocken som har genomgått en delvis inversion efter en lång nedsänkning (Kolvinsky megavägg, Laysky-svällning med flera), eller gränserna för stora linjära block (Shapkino -Yuryakhsky svälla, Sorokin svälla och andra).

Som ett resultat av analysen av fördelningen av förutspådda olje- och gasresurser etablerades korrelationer mellan strukturen i blocken i den konsoliderade jordskorpan och strukturen i de överliggande sedimentära täckformationerna. Vid förutsägelse av olje- och gasinnehåll på regional, zonell och delvis på lokal nivå bör inte bara hänsyn tas till själva sedimentkroppens struktur, som består av olje- och gasbassängen och dess enskilda delar, utan också hela jordskorpans tjocklek och de processer som förekommer i den, som i en eller annan grad påverkar karaktären av olje- och gasinnehållet i sedimentskalet och stadierna av HC ontogenes som förekommer i det.

I det kaspiska bassängen, i alla stadier av dess utveckling, spåras diskreta differentierade rörelser av källarblock, som återspeglas i sedimentärt lock. Arvet från den gamla strukturplanen bevisas genom borrning på sådana upphöjningar som Tengiz och Karachaganak, begränsade till källarens upphöjda block. Tektoniskt avskärmade fällor av olika typer, liksom överfel och nära fel lokala upphöjningar, kan begränsas till gränszonerna för depressionens block.

Generalisering av de material som ackumulerats av ukrainska geologer till följd av prospektering efter olja och gas i Dnjepr-Donetsk-depressionen, Svarta havet-regionen, Krim, Volyno-Podolia och andra regioner i Ukraina, gjorde det möjligt för dem att karakterisera rollen som fektektonik i bildandet av olje- och gasprovinser (OGP) och regioner (OGO), lokaliseringszoner för olje- och gasackumulering och kolvätefält. Påverkan av blockkomponenten i bassängstrukturen återspeglas i dess olje- och gasgeologiska zonering (fig. 56).

Intresset för olje- och gasinnehållet i den kristallina källaren och därmed i dess blockstruktur har väsentligt ökat i samband med upptäckten ”... först i området Akhtyrsky -oljefältet i Sumy -regionen (brunn. brunnar upptäckte industriella ansamlingar av olja och gas, koncentrerade direkt i de övre delarna av den kristallina källaren på ett djup av mer än 250 m från dess yta. " Anmärkningsvärt är slutsatsen om delarna av Dnjepr-Donetsk-depressionen, de mest gynnsamma för koncentrationen av olja och gas, som drar till zonerna med långlivade regionala fel, främst i nordvästra (305 0 -315 0) och nordöstra ( 35 0 -45 0) riktningar och till noder i deras korsningar.

Ris. 55. Schema för den oljegeologiska zonindelningen av DDA: s norra sida längs sedimentära locket och den övre sprickade zonen i källarstenarna (enligt II Chebanenko, VG Demyanchuk, VV Krot m.fl. (enligt författarens förenklingar)) .

1-gränsen till olje- och gasregionen i Dnjepr-Donetsk längs sedimentskyddet (längs isohypsen-1 km längs källarytan); 2 - nordlig marginalöverträdelse; 3 - tektoniska fel (a - dur i källarstenarna, 6 - mindre); fält: 4 - olja, 5 - olja och gas, 6 - gas, 7 - parametrisk Sotnikovskaya brunn. 499.

Analys av DSS -data för den västsibiriska plattan och graden av skorpkonsolidering inom den gör det möjligt att identifiera block som avgränsas av djupa fel, avslöja deras förhållande till den övre manteln, att överväga strukturen på sedimentära locket och fördelningen av olje- och gasfält beroende på blocktyp. De flesta av avlagringarna är begränsade till block som motsvarar resterna av gamla vikta komplex, det minsta antalet avlagringar är beläget inom block som motsvarar positionen för rivningsklyftor och zoner med djup tektonisk bearbetning. Blockstrukturen uttrycks tydligast i plattans pre-mesozoiska bas. Ett typiskt exempel på en blockstruktur är Maloichsky Paleozoic -avsatsen som ligger i Nyurol -depressionen. Den består av block av olika storlekar, åtskilda av fel. Brunnarna som gav inflöden och oljeströmmar finns i olika block, mestadels de mest förhöjda. Brunnar som borras direkt i felzonerna ger vanligtvis inte bifloder. Med tanke på andra liknande exempel kan vi dra slutsatsen att "... fel inte bara bidrar till att kolväten tränger in i reservoarbergarter, utan kan också vara orsaken till demontering av avlagringar under efterföljande tektoniska rörelser". Generalisering av material på västra Sibirien som helhet visade att för bildandet av kolväte-ackumuleringar i sedimentära avlagringar av jordskorpan är övervägande långsiktiga "öppna" djupa fel viktiga. "Läkade" fel fyllda med mineralämnen kan inte vara vägar för kolvätgas vertikala rörelse.

Litosfärens blockdelbarhet är den viktigaste kontrollfaktorn vid fördelningen av mineraler i jordskorpan. Det är också ganska troligt att litosfärens blockdelbarhet bestämmer de genetiska förutsättningarna för bildandet och bildandet av mineral- och energimineraler.

17. Okonventionella typer och källor till kolväteråvaror och

problem med deras utveckling

Kolväteresurserna i tarmen är enorma, men endast en liten del av dem, som tillskrivs traditionella, studeras. Utanför forskning, prospektering och utveckling finns det en resursreserv av okonventionella kolväteråvaror, som är 2-3 storleksordningar större än den traditionella, men som fortfarande är dåligt studerad. Således är metanresurserna i ett hydrerat tillstånd, som bara är spridda i bottensedimenten i världshavet och hyllorna, två storleksordningar (i oljeekvivalenter) högre än de traditionella kolväteresurserna. Ungefär 8-10 4 miljarder ton oljeekvivalenter NS. metan finns i de vattenupplösta gaserna i den underjordiska hydrosfären, och endast i området för redovisning av kolväteresurser - till ett djup av 7 km. Volymerna av praktiskt utforskade oljesandresurser är enorma - upp till 800 miljarder ton oljeekvivalenter. NS. i vissa regioner i världen - Kanada, Venezuela, USA och andra.

Till skillnad från mobilen i undergrunden, den traditionella delen av olje- och gasresurserna som utvinns med modern teknik, är okonventionella resurser dåligt rörliga eller orörliga i underjordens reservoarförhållanden. För att bemästra dem behövs ny teknik och tekniska medel som ökar kostnaden för deras sökning, produktion, transport, bearbetning och bortskaffande. Inte alla typer av okonventionella råvaror är nu tekniskt och ekonomiskt tillgängliga för industriell utveckling, men i energibesparande regioner, liksom i bassänger med utarmade reserver och utvecklad infrastruktur, kan vissa typer av okonventionella råvaror bli grunden för modernt effektivt bränsle och energiförsörjning.

Den största ökningen av de traditionella olje- och gasreserverna i världen, och särskilt i Ryssland, sker nu i områden med extrema utvecklingsförhållanden - Arktis, hyllområden, geografiskt ogynnsamma regioner avlägsna från konsumenter och mer. Kostnaderna för deras utveckling är så höga att utvecklingen av okonventionella råvaroreserver under övergången till nya resursbaser inte bara kommer att vara oundviklig utan också konkurrenskraftig.

Vikten av en omfattande och aktuell studie av okonventionella kolväteresurser är särskilt uppenbar om vi tar med i beräkningen att mer än hälften av alla som betraktas som traditionella oljereserver i Ryssland representeras av deras okonventionella typer och källor. Följaktligen kan oljeproduktionsnivån i Ryssland, som nu beaktas på grundval av summan av traditionella och okonventionella reserver, inte anses korrekt, eftersom deras betydande volymer inte uppfyller villkoren för lönsam utveckling.

Varje olje- och gasprovins under utvecklingen närmar sig utarmningsstadiet. Tidig förberedelse för utvecklingen av ytterligare reserver i form av okonventionella kolvätekällor kommer under lång tid att hålla produktionsnivån med lönsamma ekonomiska indikatorer. För närvarande överstiger graden av utarmning av de flesta av de stora utvecklade fälten i Ryssland i allmänhet 60% och cirka 43% av den totala produktionen utförs från stora fält med en utarmningsgrad på 60-95%. Modern oljeproduktion i Ryssland sker i regioner med en hög grad av uttömning av reserver. Övergången till utvecklingen av nya resursbaser i Arktis och östra vatten kräver en tidsreserv och överskott av investeringar, för vilka den ryska ekonomin inte är redo nu. Samtidigt finns det i alla olje- och gasfält, även med djupt utarmade reserver, betydande reserver av okonventionella kolväteresurser, vars rationella och snabba utveckling gör det möjligt att bibehålla produktionsnivån. De framsteg som gjorts i världen inom teknik för utvinning av olja och gasråvaror möjliggör utveckling av okonventionella typer och källor för kolväten, med en kostnad motsvarande kostnaden för råvaror på världsmarknaden.

Forskning från VNIGRI har visat betydande reserver av olje- och gasresurser i okonventionella källor och reservoarer. Deras studie och utveckling kommer att göra det möjligt att fylla den oundvikliga pausen i tillhandahållandet av olja och sedan gasproduktion, som oundvikligen kommer att uppstå innan idrifttagning av nya resursbaser i regioner som är extrema när det gäller utvecklingsförhållanden. I framtiden kommer okonventionella källor och typer av kolväten att ligga till grund för deras råvarubas (se "Skiffergas"). För närvarande överstiger produktionsvolymen för okonventionella kolväten inte 10% av deras globala produktion. Det förutses att de år 2060 kommer att ge mer än hälften av all kolväteproduktion.

För närvarande verkar följande typer och källor för okonventionella kolväteråvaror vara av högsta prioritet för utveckling:

1. Tunga oljor;

2. Brännbar "svart" skiffer;

3.Låggenomsläppliga produktiva reservoarer och komplexa okonventionella reservoarer;

Olja kallas en brandfarlig oljig vätska med rödbrun eller svart färg med en specifik lukt. Olja är ett av de viktigaste mineralerna på jorden, eftersom det producerar de mest använda bränslen idag. Vanligtvis bildas olja tillsammans med en annan, inte mindre viktig - naturgas... Därför bryts dessa två typer av mineraler ofta på samma ställe. Olja kan hittas på flera tiotals meters djup till 6 kilometer, men oftast ligger den på 1-3 kilometer djup. Naturgas är en gasblandning som bildas vid sönderdelning av organiskt material. Den ligger i jordens inre i ett gasformigt tillstånd i form av separata ackumuleringar, i form av en oljekåpa av olje- och gasfält, och även i upplöst tillstånd (i olja och i vatten).

De mest kända olje- och gasfälten i Ryssland:

Urengoyskoye naturgasfält... Detta är det näst största gasfältet i världen när det gäller reservoarreserver. Gasvolymen här överstiger 10 biljoner kubikmeter. Detta fält ligger i Yamalo-Nenets autonoma distrikt i Tyumen-regionen i Ryssland, strax söder om polcirkeln. Namnet på insättningen fick namnet på den närliggande byn Urengoy. Efter starten av utvecklingen av fältet växte en hel arbetsstad Novy Urengoy upp här. Fältet upptäcktes 1966 och gasproduktionen började 1978.

Hur olja extraheras (foto av Maxim Yurievich Kalinkin)

Tuimazinskoye oljefält... Denna deposition ligger i Republiken Bashkiria, nära staden Tuymazy. Fältet upptäcktes redan 1937. Oljeinnehållande lager ligger på 1-1,7 km djup. Utvecklingen av fältet började 1944. Tuimazinskoyefältet är ett av de fem största fälten i världen när det gäller oljevolym. Storleken på insättningen är 40 gånger 20 kilometer. Tack vare den senaste metoden har huvuddelen av de återvinningsbara reserverna producerats på 20 år. Dubbel så mycket olja har tagits ut från de devonska formationerna än vad som hade varit möjligt att utvinna med konventionella metoder. Reserverna är dock så stora att produktionen fortsätter till denna dag.

Nakhodkinskoye gasfält. Detta naturgasfält ligger i Bolshekhetskaya-depressionen i Yamalo-Nenets autonoma distrikt. Fältets reserver uppskattas till 275,3 miljarder kubikmeter gas. Även om fältet upptäcktes för ganska länge sedan (1974), började utvecklingen först 2004.

Shtokman gas kondensat fält. En av de största fyndigheterna i världen, upptäcktes 1988. Det ligger i den centrala delen av hyllan cirka 600 km nordost om Murmansk. Gasreserver uppskattas för närvarande till 3,7 biljoner m2 gas. Gasproduktion har ännu inte börjat här, eftersom mineralens betydande djup förekommer och svåra utvecklingsförhållanden kräver betydande kostnader och högteknologisk utrustning.

Kovykta fält(Kovykta). Ett naturgasfält beläget i norra Irkutsk-regionen, 450 km nordost om Irkutsk. Fyndigheten ligger på en högfjällsplatå täckt med mörka barrträd. Det dominerar i någon del av territoriet. Dessutom kompliceras området av många kanjoner. Klimatförhållandena i fyndigheten är också ganska svåra. Naturgasreserver uppskattas till 1,9 biljoner kubikmeter gas och 115 miljoner ton flytande gas kondensat.

Vankor fält olja och gasfält. En deposition belägen i norra delen av Krasnojarsk -territoriet. Inkluderar sektionerna Vankor och North-Vankor. Fältet upptäcktes 1991. Oljereserverna överstiger 260 miljoner ton och gasreserverna - cirka 90 miljarder m2. Utvecklingen av fältet bör börja 2008. Det är planerat att borra 266 brunnar här och leverera dem via Eastern Oil Pipeline.

Shtokman fält

Angaro-Lenskoye gasfält... Ett stort naturgasfält i Irkutsk -regionen. Namngavs med namnen på stora - och Angaras som ligger i närheten. Fältet upptäcktes i början av 2000 -talet. Naturgasreserver beräknas till över 1,2 biljoner m2.

Samotlor oljefält (Samotlor). Detta är det största oljefältet i Ryssland och ett av världens största oljefält i Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug, i Nizhnevartovsk-regionen nära Samotlor. Enligt experter uppgår oljereserverna här till 2,7 miljarder ton. De ligger på 1,6-2,4 km djup. Fältet upptäcktes 1965. I grund och botten utvecklades insättningen på 80 -talet av förra seklet. Hittills har cirka 2,3 miljarder ton redan utvunnits.

Ety-Purovskoye oljefält... Detta är ett oljefält som ligger i Yamalo-Nenets autonoma Okrug, nära staden Noyabrsk. Öppnade 1982, utvecklingen började först 2003. Oljereserverna är cirka 40 miljoner ton.

Verkh-Tarskoye oljefält... Beläget i norra delen av Novosibirsk -regionen. Oljereserverna är cirka 68 miljoner ton. En av nackdelarna med fältet är bristen på nödvändig kommunikation. Oljan som produceras inom detta område kännetecknas av en liten mängd föroreningar. Fältet upptäcktes 1970 och utvecklingen började 2000.

Antal insättningar olja och gas i Ryssland mycket större. Några av dem, som upptäcktes under förra seklet, har redan utvecklats, medan utvecklingen av andra, relativt nyligen upptäckta, inte ens har börjat (till exempel Vankor -fältet). Dessutom finns det anledning att tro att inte alla insättningar i landet har upptäckts.