Медвежье месторождение нгкм — гигант на севере западно-сибирской равнины

Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение Тюменской области

Темпы освоения газовых месторождений Тюменской области не имеют прецедента в мировой практике. Западная Сибирь — полтора миллиона квадратных километров тайги, болот, тундры, многочисленных водоемов.

Темпы освоения газовых месторождений Тюменской области не имеют прецедента в мировой практике.

Западная Сибирь — 1,5 млн км 2 тайги, болот, тундры, многочисленных водоемов. Край несметных богатств и сурового климата.

Словно зная цену своим кладовым, природа сделала здесь все, чтобы укрыть их от человека. Затянула мощным чехлом наносов — песков и глин, песчаников, известняков, а сверху еще прикрыла непролазными болотами и тайгой. Зимой пятидесятиградусные морозы с наждачным ветром, летом — гнус, мошкара.

В феврале 1963 г начата разработка 1 го в Тюменской области Березовского газового месторождения.

Его топливо использовалось сначала для нужд местного рыбоконсервного комбината.

А с вводом в эксплуатацию Пунгинского газоконденсатного месторождения березовский газ поступает в газопровод Пунга — Серов.

Народное хозяйство страны испытывает потребности в более мощном поступлении тюменского газа.

В нем нуждается не только индустриальный Урал, но и другие крупные промышленные центры.

В то время выручить могло только Медвежье месторождение с запасами более 1,5 трлн м 3 газа. В июне 1967 г геологами Надымской нефтегазоразведочной экспедиции там была пробурена и испытана 1 я скважина дебитом около 800 тыс м 3 газа. В январе 1971 г на Медвежье вышли газовики Полярной экспедиции глубокого бурения.

Проходка первой доразведочной скважины №52 шла почти 10 месяцев. Опыта бурения в условиях вечной мерзлоты и с высоким аномальным давлением не было.

Так что объект оказался твердым орешком. А через 1 год, 29 января 1972 г, на месторождение прибыла бригада бурового мастера Василия Марковича Кочерги, которая построила 1 ю эксплуатационную скважину. На ее возведение потребовалось лишь 2 месяца.

Сказался уже накопленный опыт и рекомендации геологов Надымской нефтегазоразведочной экспедиции.

Полным ходом шел и монтаж установки комплексной подготовки газа №2 — первенца Медвежьего месторождения.

Еще до ее пуска в эксплуатацию в поселок Пангоды стали прибывать специалисты со старых промыслов страны и вчерашние выпускники нефтегазовых институтов. По инициативе первого генерального директора объединения Надымгазпром В. Стрижова все они принимали участие в монтаже оборудования и пуско-наладочных работах на промысле.

Выгода была налицо: ускорялось возведение объекта, а будущие эксплуатационники загодя знакомились со сложной системой осушки и подготовки газа для дальнейшей транспортировки в магистральных трубопроводах.

Ведь промысел такой производительности — 8 млрд м 3 голубого топлива — строился впервые в мировой практике и впервые в условиях вечной мерзлоты.

Все оборудование первенца Медвежьего было экспериментальным.

Конструкторы разработали его специально с учетом больших добывных возможностей месторождения. Учитывалась и рекордная по этому времени пропускная способность установки — 24 млн м 3 /сутки газа.

Конечно, для этого требовалось ввести в эксплуатацию десятки высокодебитных скважин.

Вскоре на Медвежьем пробурили 2 ю скважину. Затем газ этой скважины и присоединенной разведочной №7 подали для продувки и опрессовки магистрального газопровода (МГП) Медвежье — Надым — Пунга.

Сутками не покидали возводимый в тундре промысел назначенный его начальником выпускник Уфимского нефтяного института С. Пашин, старший инженер В. Загудаев ( Тюменский индустриальный институт) и инженер Р. Каримов (Уфимский нефтяной). Тяготы нелегкого пускового периода разделяли операторы В. Михайлов, Н. Межевич, В. Чентемиров, Н. Теряев и другие.

30 марта 1972 г был подписан акт о приемке в эксплуатацию первенца Медвежьего.

Но на этом беспокойные пусковые дни для будущих газодобытчиков не закончились. Шла доводка «до ума» сложного оборудования промысла.

Незабываемым для коллектива стал май 1972 г, когда газ Медвежьего по МГП устремилось за Уральский хребет. Первые миллионы м 3 сибирского газа дали новую жизнь цехам Серовского металлургического комбината и другим промышленным предприятиям Свердловской области.

Уже в 1972 г промысел подготовил для дальнейшей транспортировки почти 1,5 млрд м 3 газа. Эксплуатационники усиленно продолжали увеличивать добычу. Отрабатывались схемы очистки и осушки газа. В 1973 г предприятие вывели на проектный режим, отправив потребителям свыше 8 млрд м 3 голубого топлива. А всего за 35 лет первенец Медвежьего поставил народному хозяйству страны около 300 млрд м 3 газа. Вдумайтесь в эту цифру! Это почти половина годовой добычи голубого топлива России!

Первенец Медвежьего стал кузницей кадров для многих промыслов объединения Надымгазпром. До его начальника вырос В. Загудаев, впоследствии ставший заместителем заведующего отделом нефти, газа и геологии обкома партии. Сейчас Валерий Павлович — помощник председателя областной Думы. Простым оператором начинал на первенце Медвежьего А. Ананенков, впоследствии генеральный директор объединения Ямбурггаздобыча, а в настоящее время — первый заместитель председателя правления «Газпром». Когда на Уренгое вводили в эксплуатацию первый промысел, руководить им направили С. Пашина. К тому времени Сергей Тимофеевич уже приобрел солидный опыт на Медвежьем. Здесь были все предпосылки: молод, инициативен, стремится ко всему новому, передовому, умеет поднять народ на большие дела. Свой путь на Заполярном Севере Сергей Пашин закончил генеральным директором объединения Ямбурггаздобыча.

Ордена Ленина удостоился за работу на промысле оператор В. Михайлов.

Следом за первым промыслом на Медвежьем смонтировали еще 9. А вообще-то их было запланировано 10. На последнем конструкторам и эксплуатационникам удалось внести целый ряд новых разработок и удвоить его производительность до 15 млрд м 3 . Таким образом удалось сэкономить десятки миллионов рублей по тем временам. Опыт, приобретенный при освоении Медвежьего, широко применили на Уренгое и Ямбурге. Вскоре месторождение вывели на проектную мощность — 65 млрд м 3 /год газа.

Сейчас Медвежье находится в стадии падающей добычи. Конечно, сказался чрезмерный отбор газа из продуктивных пластов, что очень подорвало «здоровье» месторождения.

Наверное, стоит принимать во внимание и внутреннее положение страны, и международную обстановку в условиях наступающего экономического кризиса в конце 60 х и начале 70 х г. Нефть и газ Сибири очень выручили тогда народное хозяйство России и стран соцлагеря. Польша сократила добычу угля в Силезском бассейне, Венгрия — в Татабанье, а ГДР — бурого угля.

Читать еще:  Методы утилизации медицинских отходов: холодная стерилизация,

Но Медвежье еще не сказало своего последнего слова. Идет подготовка к добыче так называемого низконапорного подошвенного газа.

За 35 лет в объединении «Надымгазпром» сменилось несколько генеральных директоров. Но в памяти ветеранов месторождения навсегда остался первый — Владислав Стрижов, в честь которого назван теплоход Черноморского пароходства. Огромный вклад в развитие газодобычи и решение социально-экономических задач г.Надыма и района внес Валерий Ремезов. Сейчас объединением руководит выпускник Тюменского индустриального института Виктор Иванович Кононов. За его плечами освоение промыслов Березова, Вынгапура, Уренгоя. Он достойно продолжает традиции первых генеральных директоров «Надымгазпрома».

Сейчас месторождение разрабатывает дочернее предприятие Газпрома — Газпром добыча Надым.

Медвежье месторождение нгкм — гигант на севере западно-сибирской равнины

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым — Правая Хета достигает 200 — 250 м, нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке месторождения достигает 430 м.

Климат района субарктический и характеризуется продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет 5,6 С. Наиболее холодными месяцами являются, январь и февраль. Только четыре месяца в год (июнь—сентябрь) имеют положительную среднемесячную температуру.

В районе производятся геологоразведочные работы и добыча газа. Водоснабжение объёктов осуществляется с крупных водозаборов: Ныдинского и Пангодинского.

На рисунке 1.1 изображена обзорная карта нефтегазоносности севера Западно — Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта нефтегазоносности севера Западно – Сибирского нефтегазоносного бассейна

1.2 Характеристика продуктивных газоносных пластов

В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа: фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, составленной в 1984 году, ГКМ Медвежье находится в пределах структуры первого порядка — Медвежьего мегавала, который осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скважины 11).

По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.

На рисунке 1.2 изображена структурная карта ГКМ Медвежье.

На рисунке 1.3 изображен продольный профиль текущего ГВК по месторождению Медвежье на первое октября 2007 года.

Рисунок 1.2 – Структурная карта ГКМ Медвежье

Геологический разрез представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Глубокие разведочные скважины вскрыли нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м [1].

Западно-Сибирская провинция делится на три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9-1130,4 м. Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях [1].

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90 %, составляя в среднем для залежи – 70 %. Эксплуатационное бурение установило значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м, вместо ожидаемых 60-70 м [1].

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 м до 1141,2 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км 2 [4].

При испытании разведочных скважин получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м З /сут через 25,4-31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195-3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519- 1500 тыс.м 3 [4].

ГВК на первое октября 2007 года

Глубина: 1000м 1040 м 1080м 1100 м 1120 м

Рисунок 1.3 – Продольный профиль текущего ГВК по месторождению Медвежье на первое октября 2007 года

Наиболее часто встречаются значения пористости 25-35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость изменяется от 1 мД до нескольких Дарси. Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 Д [4].

Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин [4].

Так скважины УКПГ-5 (№№ 504, 511, 503), УКПГ-7 (№№ 715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10-50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35-40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ-8 (№№ 852 853, 858, 859). Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана скважинами УКПГ-9 (№№ 1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован. Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050,1051,1045,1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15-17 м ниже проектных отметок [4].

Сеноманская продуктивная толща месторождения Медвежье представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение

Медвежье месторождение, открытое в 1967 году, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе и входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В 1971 году на месторождение прибыла экспедиция института СибНИПИгаз (ныне — ООО«ТюменНИИгипрогаз»). Первой задачей было исследование разведочной скважины № 7 для обеспечения газоснабжения поселка Пангоды. Позже было организовано несколько бригад исследователей, которые постоянно находились на промысле, сменяясь каждые полтора-два месяца.

Читать еще:  Основные способы цементирования скважин

Медвежье месторождение стало первым из уникальных газовых месторождений Тюменского Севера, поэтому с его началом разработки Мингазпром поставил перед проектным институтом сложнейшую задачу научной проработки проблемы бурения скважин повышенных диаметров обсадных колонн в условиях многолетнемерзлых пород. В 1972 году рекомендации института по технологии бурения и эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты были утверждены. Проектировщиками было предложено использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1–1,5 млн куб. м газа в сутки. Отделом крепления скважин на Межвежьем впервые была использована двухколонная конструкция скважин, которая с тех пор стала применяться повсеместно. Но самый важный технологический прорыв Медвежьего состоит в том, что там впервые в истории газовой отрасли нашей страны был применен эффективный метод кустового бурения, когда на одной площадке располагалось по 3–5 скважин.

Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение

Проект обустройства месторождения постоянно корректировался, специалисты института ТюменНИИгипрогаз неоднократно производили корректировку запасов и создавали проекты разработки на основе новых данных. В итоге мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой отказались.

Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье — Надым — Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм, в октябре 1974 года газ Медвежьего пришел в Москву.

В конце 1977 года месторождение вышло на проектный уровень добычи, но тюменские специалисты продолжили работу над этим проектом. Инженеры изучили работу сепарационного оборудования и благодаря модернизации установок регенерации сумели добиться снижения содержания гликоля до 0,2%. Были разработаны и внедрены прямоточные центробежные сепарационные и контактные элементы, что привело к существенному увеличению производительности сепараторов и абсорберов — с 3 до 5 млн куб. м газа в сутки.

Одновременно с обустройством месторождения специалисты ТюменНИИгипрогаза занимались проектированием жилых домов и объектов для Надыма, Пангоды и месторождений, создали более 50 проектов, в том числе комплексный план социально-экономического развития Надымгазпрома.

В 2005 году были вскрыты неокомские отложения в сводовой части Медвежьего месторождения, открыты 10 новых залежей газоконденсата, залежи нефти и газоконденсата на Южно-Падинской (ачимовская толща, неоком) и Западно-Юбилейной площадях (пласт Ю1).

Главным объектом Медвежьего месторождения можно назвать Ныдинский участок с его апт-альбскими отложениями. Здесь в декабре 2011 года была запущена УКПГ-Н, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Основные технологические узлы установки изготовил Экспериментальный завод ТюменНИИгипрогаза. Максимальная производительность этой УКПГ по сырому газу — 2,7 млрд куб. м в год, по газовому конденсату — до 60 тыс. т в год. Все технологические процессы максимально автоматизированы, непосредственно на площадке располагается лишь операторная.

За годы эксплуатации с девяти газовых промыслов Медвежьего месторождения добыто около 2 трлн куб. м газа. В настоящее время Медвежье находится на этапе естественного падения добычи газа, запасы выработаны на 80%. Но с учетом реконструкции и технического перевооружения добыча продлится еще как минимум до 2030 года. Планируется, что из девяти промыслов на месторождении останутся шесть. С марта 2015 года проводится реконструкция и техническое перевооружение объектов ГП-4 Медвежьего НГКМ (УКПГ, дожимной компрессорной станции (ДКС), трансформаторной подстанции (ПС), промысловых газопроводов-шлейфов).

Медвежье месторождение — первенец газовой промышленности на территории Крайнего Севера России

Медвежье газовое месторождение является старейшим в регионе и уникальным с точки зрения запасов. Местоположением этого ГКМ является Ямало-Ненецкий автономный округ. Медвежье находится на 50 км юго-западнее посёлка Ныда. Исходя из территориального расположения, месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открытие состоялось в 1967 году, а этап разработок пришёлся на 1972 год.

Основные характеристики месторождения

Месторождение отнесено к Ныдинскому и Медвежьему поднятиям вала Медвежьего. Масштаб структуры составляет 120 тыс. м на 25 тыс. м. Показатели амплитуды структуры не превышают 140 м, а размеры площади — более 2100 км².

Наличия сеноманских отложений обуславливают мощность в 0,27–0,30 км. Покрышка представлена морскими глинистыми турон-датскими отложениями, для которых характерна общая мощность не выше 0,6 км. Критерии средней толщины продуктивного пласта находятся в диапазоне 0,024–0,11 км, а показатель эффективной толщины составляет порядка 0,04 км. Подошвенная пластовая вода подстилает всю площадь газа.

Залежь простирается на 120 тыс. м, а её высота составляет около 0,14 км.

Параметры ширины в границах Медвежьего поднятия составляют от 13 до 26 км. Такие же показатели Ныдинского поднятия не превышают 18 км.

Освоение месторождения

Первым участком осваивания ГКМ Медвежье стала территория посёлка Лабытнанги. Там в 1967 году совместно с «Тюменьгазпромом» организована дирекция, отвечающая за обустройство северных промыслов и инженерных сооружений для транспортировки газа.

В конце 1970 года дирекцию перенесли на территорию посёлка Надым, а в Лабытнангах оставили её подразделение. За процесс возведения скважин отвечал «Главтюменьнефтегаз». В Лабытнангах была организована полярная экспедиция по глубокому бурению.

Переправка первой машины на правобережье реки Надым произошла в конце 1970 года, однако автотранспорт не смог преодолеть десять километров болотистой местности. Только спустя два месяца строителям удалось перебраться на место строительства в посёлке Пангоды. Стартовый объект — газосборный пункт № 2. Он расположился в 20 км от посёлка. Здесь была пробурена первая опорная скважина № 52.

В декабре 1971 года удалось наладить воздушное сообщение с посёлком и нагрузка взлетно-посадочной полосы установилась на уровне 40 грузовых рейсов, благодаря чему был начата установка технологического оборудования на первом газосборном пункте.

Следующим этапом стало образование Надымского газопромыслового управления, которое спустя два года было переименовано в «Надымгазпром». В марте 1972 года произошёл ввод в строй опорной газовой скважины № 52. В результате произведена газификация электростанции и котельной в Пангодах. Уже в конце мая скважины переведены в цеховой режим, что обеспечило приток качественного промышленного газа из месторождения Медвежьего в газотранспортную систему.

Читать еще:  Обзор прессов для макулатуры для предприятий малого бизнеса

Процесс освоения скважин в первый год затягивался, и мощности добычи газа не достигли запланированных 4 млрд м³, а показали уровень 1,9 млрд м³. Такая ситуация была исправлена в результате вмешательства Мингазпрома.

Строительство третьего газосборного пункта ликвидировало эту задержку. Использовалось французское оборудование. Эксплуатационный опыт доказал высокий уровень эффективности системы гликолевой осушки, которая применяется наряду с использованием качественного отечественного оборудования. Транспортировка газа производилась после постройки газопровода Медвежье — Надым — Пунга. В конце 1974 года газ из месторождения Медвежье поступил в Москву. Уже в 1977 году ГКМ Медвежье смогло выйти на проектные масштабы добычи.

Особенности добычи и технологий

Декабрь 2011 года ознаменовался запуском в эксплуатацию УКПГ-Н на Ныдинском участке. Она рассчитана на подготовку сырья с использованием метода низкотемпературной сепарации. Ежегодные объёмы максимальной производительности сырого газа находятся на уровне 2,7 млрд м³, а добыча газового конденсата составляет 60 тыс. тонн. Особенностями технологических процессов является максимальная автоматизация и принцип малолюдных технологий. Сама площадка оснащено только операторной. Предполагается перевести полное управление на соседнюю УКПГ-9. Ныдинский участок ООО «Газпром добыча Надым» занимается разрабатыванием апт-альбских отложений.

Освоение Медвежьего характеризуется применением ряда технологических инноваций. Использование двухколонной конструкции скважин впервые опробовано именно на этом ГКМ. Теперь эта технология используется массово. В 1978 году специалисты месторождения получили государственную премию в области науки и техники за доказательство эффективности применения скважин с большим диаметром, обеспечивающих пропускную способность в 1,5 млн м³ газа в сутки.

Отечественной газовой промышленностью впервые использован метод кустового бурения с расположением на территории одной площадки до пяти скважин. Такой метод бурения был взят на вооружение другими месторождениями. На Медвежьем были внедрены прямоточные центробежные сепарационные и контактные элементы, благодаря чему сепараторы и абсорберы увеличили свою производительность. Первый опыт использования блочного метода монтажных работ при установке рабочего оборудования тоже принадлежит ГКМ Медвежьему.

Компании-разработчики и перспективы месторождения

В условиях современной экономической обстановки месторождение Медвежье переживает этап естественного снижения уровня добычи газа. На его долю по итогам прошлого года пришлось не более 4% от всего объёма добытого в России газа. Полученное количество газа необходимо для решения проблем потребления таким крупным мегаполисом, как Москва.

За весь эксплуатационный период из недр Медвежьего удалось добыть около 80% всех извлекаемых запасов.

Компанией «Газпром добыча Надым» начат процесс модернизации месторождения и его технологических составляющих, который продлится до 2017 года. Предполагается сократить девять промыслов до шести. Налаженные и стабильные деловые отношения между корпорацией Sumitomo и ОАО «Газпром» являются основой для пробного внедрения инновационных технических решений компании ZEDi на ГКМ Медвежье. Благодаря таким действиям рабочее состояние и активность этого месторождения будут продлены как минимум ещё на пятнадцать лет.

Есть грязные реки. А есть реки настолько загрязненные что статья о них будет интереснее иного рассказа!

Отходы необходимо утилизировать. Как сделать это лучше, быстрее и выгоднее всего читайте по https://greenologia.ru/othody/utilizaciya-i-pererabotka/problema-sovremennosti.html ссылке.

Влияние месторождения на экологическую обстановку региона

На основании графиков по изменению динамики овражной термоэрозии относительно месторождения Медвежье можно наглядно увидеть рост показателей абсолютного объёма овражных разрушений на фоне значительного снижения коэффициента годового прироста. Улучшить показатели должна запланированная реконструкция технологических корпусов на УКПГ, дожимной компрессорной станции, трансформаторной подстанции, газопроводов-шлейфов от кустов скважины до УКПГ ГП-4.

Общественностью Надыма на общественных слушаниях высказано одобрение оценки по воздействию на окружающую среду (ОВОС) в ходе деятельности ЗАО «Севергазинвест». Это общество является дочерней компанией британской Victoria Oil & Gas Plc, VOG и занимается освоением Западно-Медвежьего лицензионного участка.

Полезные ископаемые Западно-Сибирской равнины

Содержание

  1. Полезные ископаемые Западно-Сибирской равнины
  2. Таблица «Полезные ископаемые Западно-Сибирской равнины»
  3. Геологическое строение Западно-Сибирской равнины
  4. Что мы узнали?
  • Тест по теме

Полезные ископаемые Западно-Сибирской равнины

Геологическая разведка территории позволила обнаружить здесь природные ресурсы, которые и повлияли на освоение и развитие Западной Сибири. Основную часть открытых здесь месторождений составляют:

Рис. 1. Добыча угля.

При опущении плиты в мелководные озера осуществлялось естественное накопление веществ органического происхождения, которые законсервировались под осадочными породами. Давление и горячие температуры сформировали пласт полезных ископаемых.

Богатейшим и качественным месторождением нефти признана именно Западно-Сибирская равнина.

Породы слагающие Западно-Сибирскую равнину имеют по большей части глинистую структуру.

Рис. 2. Структура пород в разрезе Западно-Сибирской равнины.

Таблица «Полезные ископаемые Западно-Сибирской равнины»

Название месторождения

Ресурсы

Соколовско-Сарбайский и Качарский бассейн

Северо-Сосьвинский, Енисейско-Чулымский, Обь-Иртышский бассейн

Залежи хрома, никеля, угля и боксита

Стройматериалы, кобальт, никель и уголь

Поваренная и голубая соли

Кимберлитовые трубки (алмазы)

Ленский, Тунгусский и Иркутский бассейн

Сложность добычи газа и нефти заключается в непростых условиях для жизни и работы человека.

Геологическое строение Западно-Сибирской равнины

Западно-Сибирской равнины лежит на Западносибирской плите. Восточная ее часть соприкасается с Сибирской платформой. Южная оконечность соприкасается с палеозойскими нагромождениями Центрального Казахстана, Алтая и Салаирско-Саянской области. Запад граничит с Уралом.

Рис. 3. Горы Урала.

Северная оконечность плиты не определена из-за того, что скрывается в водах Карского моря.
Основание составляет фундамент палеозойского периода. Глубина его залегания составляет около 7 км. Горные породы Западной Сибири выходят на поверхность Западно-Сибирской равнины и скрыты под чехлом осадочных пород.

Равнина – молодая погружающаяся платформа. Скорость и величина ее погружения различаются.
Образование плиты началось в верхней юре. В ходе развития Западносибирская плита находилась под действием морских трансгрессий. Когда море оставило Западносибирскую, она преобразовалась в озерно-аллювиальную равнину. Общий ход развития плиты схож с неоконченным процессом океанизации. На это указывает характерная заболоченность.

Что мы узнали?

Узнали, какие полезные ископаемые находятся на территории Западно-Сибирской равнины. Выяснили, чем осложняется их добыча. Узнали о времени формирования Западно-Сибирской равнины.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector