Тектоническое строение структуры Приобского нефтяного месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №12-3/2016 ISSN 2410-700Х_

верхневартовской свиты. Литологически верхневартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами.

Эффективные нефтенасыщенные толщин варьируют в пределах от 0,4 до 55,7 м, в среднем по залежи составляя 13 м. На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщ:

1. В зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова;

2. В зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Список использованных источников

1. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С, Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Москва ОАО «ВНИИОЭНГ» 1996 г.

2. Атлас "Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа". Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.

3. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 1998 г.

© Иламанов И.А., 2016

УДК 55

Иламанов Ильдар Айдарович

Магистр 2 ГО, БашГУ Г.Уфа, РФ E-mail - [email protected]

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В данной статье в краткой форме описано тектоническое строение территории приуроченной к Приобскому нефтяному месторождению. Характеристики Фроловской мегавпадины и соседних структур.

Ключевые слова Месторождение, плита, мегавпадина, свод, структура

В структурном отношении Приобское нефтяное месторождение относится к Западно-Сибирской плите. Плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско - кайнозойский.

В региональном тектоническом плане Приобское месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты [шпильман], расположено в пределах Фроловской мегавпадины, между Сыньеганской террасой и Салымским мегавалом. Из крупных структур Фроловская мегавпадина граничит: с Сургутским сводом на востоке, Помутской мегатеррасой на севере, Красноленинским сводом на западе [1].

Фроловская мегавпадина объединяет в себе серию впадин (котловин): Вынглорскую, Тундринскую, Ханты-Мансийскую. Существенную роль в строение мегавпадины играют карбонатные породы девона, из которых получены высокие дебиты нефти. Особенностью формирования мезозойского чехла в пределах структуры является развитие валанжин-готеривских клиноформных линз, падающих на запад и восток. На территории структуры проходит осевая зона неокомского бассейна.

Рисунок 1 - Схематическая тектоническая карта Фроловской мегавпадины [1]

Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла территории, сопредельной с Фроловской мегавпадиной, достигает 100- 150 м. Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания в неокомских отложениях. Из чего следует, что первостепенную роль при формировании юрского комплекса играл тектонический фактор. В меловое время первостепенное значение приобретают условия осадконакопления. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. Современный структурный план юрских отложений изучен по горизонтам «Б» и «Т2».

Анализ схемы изопахит толщи Б - А свидетельствует о юрском времени заложения всех структур. Перекрывающие фундамент отложения нижней юры резко сокращается вплоть до полного выклинивания на его выступах. Наличие подобных зон дает основание для поисков стратиграфических ловушек углеводородов. По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки

прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. Все вышеуказанные особенности подтверждаются при изучении структурных карт по различным горизонтам. В качестве опорных поверхностей принимались кровли черкашинской свиты, быстринской пачки, алымской, викуловской, ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской и талицкой свит. По кровле викуловской, ханты-мансийской и уватской свит структурный план, в основном, сохраняется. Для описываемых выше структур так же, как и в целом для структур Западно - Сибирской плиты, свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием тектонических элементов вверх по разрезу. По кровле березовской, ганькинской и талицкой свит Приобская структурная зона представляет собой пологую моноклиналь, погруженную в восточном направлении. На фоне общего погружения выделяются малоамплитудные Приобское и Ханты-Мансийское локальные поднятия.

Список использованной литературы 1. Атлас "Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа". Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.

© Иламанов И.А., 2016

УДК 553

Шамсиахметова Гузель Исхаровна

Башкирский Государственный Университет, магистрантка 2 г.о.

г. Уфа

E-mail: [email protected]

ГИДРОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

БАШКОРТОСТАНА

Аннотация

В данной статье рассмотрен гидрологический мониторинг как важное средство контроля над экологической безопасностью разработки нефтяных месторождений Башкортостана, а также поиск более эффективных решений по восстановлению водной среды.

Ключевые слова

гидрологический мониторинг, водные объекты, нефтяные месторождения, загрязнение, нефтепродукты.

Гидрологический мониторинг - наблюдение и контроль за состоянием и качеством поверхностных вод - является одним из основных видов многолетнего экологического мониторинга на нефтяных месторождениях Башкортостана.

Гидрологический контроль охватывает площадь до условных контуров, в пределах которых может проявиться загрязнение поверхностных вод. Так как поверхностные воды, в отличие от подземных, практически не защищены от загрязнения сверху, по их химическому составу можно судить о степени и характере загрязнения территории разработки месторождения, по которой они протекают. Критерием оценки загрязнения вод в процессе добычи нефти служит превышение фоновых значений и предельно допустимая концентрация (ПДК) по содержанию ионов хлора, нефтепродуктов, микрокомпонентов.

На качество поверхностных вод особо влияют аварийные ситуации, прежде всего те, которые сопровождаются выходом нефти и пластовых вод в водотоки. Достаточно большой объем загрязняющих веществ попадает в реки и ручьи с поверхностным стоком загрязненных территорий. Загрязняющие вещества становятся опасными, если они из сточных вод или опасных отходов на химических свалках просачиваются в грунтовые воды и попадают в источники питьевой воды. Токсичные вещества из близко