СОЦИОЛОГИЯ. !!!ИРКУТСК. Программа(специализация) 38. 03. 01. 01. Экономика предприятий и организаций

• Название: Программа(специализация) 38. 03. 01. 01. Экономика предприятий и организаций
• Анкор: СОЦИОЛОГИЯ
• Дата: 18.05.2023
• Размер: 130.4 Kb.
• Имя файла: !!!ИРКУТСК.docx
• Тип: Программа; #1140388
• страница: 4 из 4

Таблица 3 – Анализ базы углеводородных месторождений Иркутской области

№	Название месторождения / Показатели	Год открытия/ год начала разработки	Информация о ресурсах запасах, ед.изм.	Компания, которой принадлежит лицензия	По классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов
					тип	по величине начальных извлекаемых запасов	по сложности геологического строения	по содержанию серы	по количеству парафинов	по содержанию смол и асфальтенов	по плотности	по вязкости
1	Верхнечонское месторождение	1978 г.	доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа. Извлекаемые запасы по категории АВС1+С2 составляют: 201,6 млн т нефти, 3,4 млн т. газового конденсата. Балансовые запасы природного газа по категории АВС1+С2 - 95,5 млрд м³.	Оператор - Верхнечонскнефтегаз (ВЧНГ) - СП Роснефти и Beijing Enterprises.	НГКМ	крупное	сложного строения	среднесер-нистые, 11%	малопарафи-нистые, 11%	малосмо-листые, 11%е	средняя, 11г/см3	мало-вязкая, 11МПа x с
2	Марковское	1962 г	Извлекаемые запасы: по нефти (С 1 +С 2 ) — 1,8 млн т; газу (С 1 +С 2 ) — 17,5 млрд куб. м; конденсату (С 1 +С 2 ) — 2,6 млн т.	Оператор – Иркутская нефтяная компания (ИНК).	НГКМ	крупное	сложного строения	среднесер-нистые, 11%	малопарафи-нистые, 11%	малосмо-листые, 11%е	средняя, 11г/см3	мало-вязкая, 11МПа x с
3	Ярактинское.	1971 г	Извлекаемые запасы: по нефти (С1) — 1,4 млн т; газу (С 1 +С 2 ) — 40,0 млрд куб. м; конденсату (С 1 +С 2 ) — 4,9 млн т. Запасы нефти - 11 млн т. Плотность нефти - 0,850 г/см³ или 34° API.  Плотность газового конденсата - 0,67 - 0,71 г/см³.	Оператор - Иркутская нефтяная компания (ИНК)	НГКМ	среднее	сложного строения	среднесер-нистые, 11%	малопарафи-нистые, 11%	малосмо-листые, 11%е	средняя, 11г/см3	мало-вязкая, 11МПа x с

Источник: [1,17, 18]


Глава 3. Характеристика углеводородного такого-то (указать) месторождения, расположенного на территории Иркутской области
В административном отношении площадь исследований располагается на территории Катангского района Иркутской области в 250 км севернее города Киренска, в 120 км юго-восточнее п. Ербогачен и в 400 км северо-восточнее г. Усть-Кут (рис. 1.1).

Месторождение расположено в труднодоступной, практически незаселенной местности. Ближайшим населенным пунктом является п. Преображенка.

Транспортная сеть представлена зимниками и водными путями в период высокой воды.

Рассматриваемый участок расположен в зоне островной мерзлоты. Температура грунтов на глубине 10 м составляет минус 0.5 – минус 1 град С. Глубина сезонного протаивания составляет 1.2–2.5 м.

Верхнечонское нефтяное месторождение относится к северной строительно-климатической зоне.

Климат района характеризуется резкой континентальностью, которая проявляется в очень низких зимних и высоких летних температурах.

По данным метеостанции Преображенка:

• 
  абсолютная минимальная температура составляет минус 60 град С;
  
• 
  абсолютная максимальная температура – плюс 36 град С;
  
• 
  температура воздуха наиболее холодной пятидневки 0,92 обеспеченности составляет минус 50 град С.
  

Геолого-геофизическая изученность района
В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба с 1965 г. были начаты планомерные сейсморазведочные исследования. В 1968 г. появились первые геологические результаты сейсмических исследований – выявлены, а затем переданы в бурение Средне-Ботуобинская, Тас-Юряхская, Юрегинская, Иктехская и Верхне-Вилючанская структуры (Соломон А.З., Дорман М.И., Дорман Б.Л., Никонова Э.Г., Никонов С.Н., Сереженков В.Г., Панарин В.П., Лопатин С.С.), на которых в последующие годы были открыты одноименные месторождения УВ.

Верхнечонское месторождение было открыто в 1978 году советским геологом Борисом Синявским.

Сведения о типах промывочной жидкости и объемах ГИС в продуктивной части разреза скважин Верхнечонского месторождения представлены в табл. 4.
Таблица 4

Годы разведки	Количество скважин					Виды ГИС
	всего	в т. ч. пробуренных на				КС, КВ		БКЗ		БК		БМК		ИК		ГК, НГК		АК		ГГК		ГДК		по специальным технологиям
		рассоле	ВИЭР	РНО
1	2	3	4	5	6		7		8		9		10		11		12		13		14		17
1978…1986	38	36	1	1	38		9		36		36		7		37		36		4		21		–
1986…1993	60	59	–	1	59		–		56		50		1		60		60		3		50		13

Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Промышленная продуктивность всех этих месторождений приурочена к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия.

В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных.

Промышленная продуктивность осинского горизонта доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где горизонт газонасыщен. На Ярактинском месторождении отмечались нефтепроявления и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта.

Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6%, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД (аномально высокое пластовое давление) с коэффициентом аномальности до 1.3 и более.

Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Характеристика залежей Верхнечонского месторождения
Верхнечонское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в песчаниках нижнемотской подсвиты (верхнечонский горизонт – пласты Вч₂, Вч₁, Вч₁+Вч₂), в карбонатах среднемотской подсвиты (преображенский горизонт) и усольской свиты (осинский горизонт). По залежам этих горизонтов в отчете сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов верхнемотской подсвиты (устькутский горизонт).

Разведанные залежи пластовые неантиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного погружения пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла. Характеризуются сложным строением резервуаров в связи с невыдержанностью коллекторов как за счет изменения литологического состава пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Выделенные малоамплитудные (с высотой 5…7 м) разрывные нарушения контролируют залежи с разным по фазовому состоянию углеводородным насыщением пластов-коллекторов, имеющих разновысотные положения газожидкостных контактов. Литологическое ограничение и элементы тектонического экранирования залежей фиксируются во всех продуктивных горизонтах. Кроме перечисленных факторов, влияющих на размещение залежей в продуктивном верхнечонском горизонте, залегающем в основании осадочного чехла на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом являются также стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта Вч₂ и выклинивании глинистой перемычки, отделяющей этот пласт от вышезалегающего пласта Вч₁.

Всего на Верхнечонском месторождении выявлено 18 залежей скопления углеводородов, из них десять залежей (залежи 1…10) связаны с песчаниками (Вч₂, Вч₁, Вч₁+Вч₂) верхнечонского горизонта, четыре залежи (залежи 11…14) с доломитами преображенского горизонта и четыре залежи (залежи 15…18) с карбонатами осинского горизонта. Ниже дается краткое описание залежей преображенского и осинского горизонтов.

Для залежей, выявленных в карбонатных отложениях, сохраняются основные закономерности, присущие залежам терригенного комплекса (верхнечонских пластов). Это те же литологически и тектонически экранированные залежи, расположенные на склоне флексуры, осложняющей Пеледуйское поднятие Непско-Ботуобинской антеклизы.
Залежи осинского горизонта
Осинский горизонт – карбонатный пласт толщиной 39.5…60.0 м, залегающий в приподошвенной части усольской свиты. Сложен известняками и доломитами.

На большей части территории Верхнечонского месторождения пласт является коллектором. Тип коллектора поровый. Суммарная эффективная толщина горизонта по данным ГИС меняется от 2.6 до 20.8 м.

Насыщение осинского горизонта в большинстве случаев определяется лишь при испытании в колонне с применением методов интенсификации: ПГД-БК, кислотных ванн, кислотных обработок, и лишь в отдельных скважинах с улучшенной фильтрационной характеристикой горизонта насыщение было определено на стадии опробования в процессе бурения.

Получение промышленных притоков в ряде скважин явилось надежным основанием для выделения одной нефтяной (15) и трех газоконденсатных залежей (16, 17, 18), по которым проведен подсчет запасов категории С₁ и С₂. Залежи литологически и тектонически экранированные. Ниже дается их краткая характеристика.

Залежь 15 – нефтяная, литологическая, выделяется в блоке I+II. С северо-запада залежь примыкает к экранирующему разлому, пересекающему Лено-Могдинский в центральной части месторождения. Такая ограниченная площадь залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной территории блока фактически не изучено. Эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделяется в верхней части горизонта, представлена тремя пластами толщиной 2.0, 6.6 и 1.4 м, разделенными непроницаемыми интервалами толщиной 1.4 и 1.8 м. Суммарная эффективная толщина 10 м. В пределах выделенного контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 7.6…10.0 м, уменьшаясь с севера на юг.

Залежь 16 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку III+IV+V+VI. Залежь имеет треугольную форму, с запада ограничена линией отсутствия коллектора и технической границей разведанности залежи; с севера-северо-востока и юга-юго-запада – пересекающимися тектоническими нарушениями, экранирующими залежь. Максимальная протяженность залежи с запада на восток 21.5 км, с севера на юг – 13 км. Эффективная газонасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от нулевых значений на западе до 17.8 м.

Притоков воды или нефти в пределах залежи не зафиксировано. Высота газоносности составляет 58.9 м, в контуре С₁ – 42.4 м.

Залежь 17 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку VII+VIII. С севера и северо-запада оконтурена техническими границами, с юго-запада – Лено-Могдинским разломом, с юго-востока – оперяющим разломом, с северо-востока – грабеном. Максимальная протяженность залежи в субширотном направлении – 31 км, в субмеридиональном – 12.5 км. Эффективная газонасыщенная толщина меняется в широких пределах: от 5.2 до 20.8 м. Распределение эффективных толщин по площади неравномерное.

Залежь 18 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку IX. Имеет треугольную форму. С юга-юго-запада ограничена Лено-Могдинским разломом, с северо-запада – разломом, пересекающим площадь в направлении с юго-запада на северо-восток, а с востока-северо-востока линией отсутствия коллектора и частично грабеном, выделяемым на северо-востоке месторождения. Максимальная протяженность ее в направлении с северо-запада на юго-восток (20.5 км), а в перпендикулярном направлении – 11.5 км.

Притоков не получено. Газоводяных или газонефтяных контактов в залежи не вскрыто. Высота газоносности достигает 49.2 м, в поле запасов категории С₁ – 17.2 м.

Осинский горизонт представлен известняками и доломитами массивной, неотчетливой волнисто-слоистой текстуры. В кровле и подошве горизонта встречаются прослои доломитов глинистых и ангидритов. Среди пород осинского горизонта выделяются пласты-коллекторы и практически непроницаемые породы. Среднеарифметические значения пористости низкие: 0.7…3.3%, газопроницаемость изменяется от 0.01 до 34.1 мД.
Полезные ископаемые
Нефть сосредоточена в Непско-Батуобинской нефтегазоносной области, в восьми месторождениях: Марковском, Ярактинском, Дулuсьминсеком, Bepxнечонском, Даниловском, Вакунайском, Пилюдuнском и Аянском.

Калийная соль находится в Непском калиеносной бассейне, обнаружена геологами во время поиска нефти. Калиеносный бассейн занимает площадь в 20 тыс. км2, в нем сосредоточено свыше 70 млрд. т. высококачественной калийной соли. Эта самый крупный калиеносный бассейн не только в России, но и в мире. Балансовые запасы калиеносной руды на 1 января 1998 г. составляют 212,533 млн. т.

Слюда сосредоточена в трех районах. Основным является Мамско – Чуйский мусковитный район, расположенный по берегам рек Витима, Мамы и Чуи. Слюда мусковит здесь залегает пластинчатыми кристаллами в пегматитовых жилах мощностью в несколько десятков метров. По качеству, жил и по общим запасам этот район занимает первое место среди крупнейших месторождений мира. Месторождение известно с 1689 г.

Бирюсинское месторождение мусковита находится в среднем течении реки Бирюсы. Слюда залегает в пегматитовых жилах среди гнейсов и сланцев. Месторождение известно с 1777 г. 3 апасы ограниченны. Условия эксплуатации малоблагоприятны.

Слюдянское флогопитовое месторождение находится на юго-западном берегу Байкала, в бассейне реки Слюдянки. Открыто в 1762 г. Слюдяные жилы залегают среди доломитизированных мраморов архейского возраста, Слюдянское месторождение флогопита до 1942 г. было единственным в Советском Союзе, где производилось 100% добычи слюды флогопита.

Заключение

Подводя итоги проделанной работы, можно сделать вывод, Государство в целом определяет развитие нефтегазовой отрасли в стране, и его роль, безусловно, является определяющей и для Иркутской области. Именно от тех правовых, нормативных, налоговых и иных условий, которые задает государство, зависит развитие любой отрасли. Иркутская область, несмотря на неплохие доказанные и перспективные запасы углеводородов, является достаточно сложной для их разработки территорией.

В первую очередь это, конечно, связано со слабо развитой инфраструктурой в регионе, удаленностью месторождений от уже существующей инфраструктуры, а также характеристиками самих месторождений и их запасов. Совокупность данных факторов снижает инвестиционную привлекательность нефтегазодобычи в регионе, тем более при низком уровне мировых цен на нефть.

К тому же важно помнить, что добыча на месторождениях в Иркутской области сложнее, чем в других регионах: средние издержки на тонну нефти здесь в два-три раза выше, чем, например, в Западной Сибири.

Таким образом, основная цель написания данной работы достигнута и в её рамках решены следующие задачи:

4. 
   Проведён анализ особенностей государственной системы управления нефтегазовыми ресурсами в РФ;
   
5. 
   Проведён анализ системы управления и нефтегазовой ресурсной базы Иркутской области;
   
6. 
   Дана характеристик нефтегазовых месторождений, расположенных на территории Иркутской области.
   

Список литературы

1. 
   Исторические динамические ряды. Раздел 15. Промышленное производство / Социально-экономические показатели Российской Федерации / Приложение к Ежегоднику / Сайт Федеральной службы государственной статистики (Росстат) // https://www.gks.ru/folder/210/document/13396
   
2. 
   Пельменёва А.А. Курс лекций по дисциплине «Управление нефтегазовыми ресурсами /https://www.gubkin.ru/faculty/economics_and_management/chairs_and_departments/gas-oil_industry_economy/prepodavateli/pelmeneva.php
   
3. 
   Распоряжение Минприроды России от 01.02.2016 № 3-р (ред. от 19.04.2018) «Об утверждении методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477» / http://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/metodicheskie_rekomendacii_po_primeneniyu_nkz_utverzhdennye.pdf
   
4.