Новые и перспективные газовые месторождения на территории россии: ледовое, русановское, ленинградское, астраханское, оренбургское, сахали?н-3, игримское

ГКМ / 05.04.2012 / Русановское газоконденсатное месторождение

Рис. 1. Локализация газовых месторождений Карского моря. I – Обручевский мегавал; II – Воронинский мегавал; III – Русановский мегавал; IV – Кропоткинский мегавал; V – Викуловский мегавал.

Рис. 2. Геологический разрез осадочных отложений Южно-Карской впадины

Рис. 3. Строение Русановского газоконденсатного месторождения

Русановское газоконденсатное месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах Южно-Карской нефтегазоносной области (рис. 1).

Шельф Карского моря является одним из наиболее перспективных районов Западной Арктики для поисков скоплений углеводородов. В настоящее время здесь разведано два уникальных по запасам месторождения – Русановское и Ленинградское, запасы каждого из которых превышают запасы известного Штокмановского месторождения, расположенного на шельфе Баренцева моря. В аналогичных по возрасту осадочных отложениях полуострова Ямал находятся уникальные месторождения Харасавейское и Бованенковское.

В строении Карской впадины принимают участие терригенные породы палеогенового, мелового, юрского и, возможно, пермо-триасового возраста, которые являются частью осадочного чехла Западно-Сибирской платформы (рис. 2). Мощность осадочного разреза в центральной части впадины достигает 11 км, сокращаясь на бортах впадины до 2–4 км. Впадина имеет пологую форму, ее строение осложнено рядом валов и крупных сводов (Русановский, Викуловский и др.). От Северо-Карской впадины она отделена областью региональных поднятий. Фундамент Южно-Карской впадины, по-видимому, представляет собой кору континентального типа палеозойского и раннемезозойского возраста.

В Южно-Карской впадине газовые и газоконденсатлые залежи установлены в меловых (неоком-аптских для Русановского и альб-сеноманских для Ленинградского месторождений) образованиях. Эти отложения представлены чередованием прослоев песчаников, алевролитов и глин различной мощности. Кроме того, в нижнемеловых отложениях острова Белый установлены промышленные запасы нефти. Не исключена возможность промышленной газоносности отложений юрского комплекса, поскольку в прибрежной части полуострова Ямал эти отложения содержат крупные газовые залежи в пределах Харасавейского месторождения.

Все установленные на сегодняшний день месторождения и потенциальные структуры впадины находятся в центральной части бассейна, где они приурочены к крупным региональным мегавалам.

Русановское газоконденсатное месторождение связано с Русановским мегавалом, который имеет субмеридиональное простирание. Вероятно, этот вал является продолжением Харасавейской структуры в прибрежно-морской зоне полуострова Ямал.

Месторождение было открыто в 1992 году двумя скважинами глубиной 2550 и 2373 м. Это было первое месторождение в Южно-Карской впадине.

Месторождение содержит семь залежей конденсат-содержащего газа, которые находятся в неоком-апских отложениях. Газосодержащими породами являются песчаники танопчинской свиты, а региональным флюидоупором – глинистые породы яронгской свиты мощностью до 100 м. Залежи пластовые, сводовые (рис. 3). Суммарные запасы Русановского и Ленинградского месторождений превышают 9 трлн. м 3 газа и газового конденсата.

Газ по составу метановый, бессернистый. Глубины моря в районе месторождения составляют 50–100 м. Месторождение остается пока малоизученным.

Литература:

Борисов А.В., Винниковский В.С., Таныгин И.А., Федоровский Ю.Ф. Шельф Баренцева и Карского морей – новая крупная сырьевая база России // Геология нефти и газа. 1995. №1.

Никитин Б.А., Ровнин Л.И. Перспективы открытия новых месторождений и залежей газа и нефти на шельфе Карского моря // Геология нефти и газа. 2000. №5.

Тимонин Н.И. Строение литосферы и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона // Литосфера. 2009. №2. С. 41-55.

Шкарубо С.И., Шипилов Э.В. Тектоника Западно-Арктической платформы // Разведка и охрана недр. 2007. №9. С. 32-47.

Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше

27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, «Кемпински Мойка 22»

Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.
Подробности

ЖЖ Техномад
Так выглядит пи***ц

Это пока. Когда он вырастет и станет большим, у нас всех будет шанс познакомиться с ним лично. Катастрофа BP в Мексиканском заливе день за днем.
Читать полностью

Газовые месторождения проекта Марискаль Сукре

Группа месторождений газового проекта Марискаль Сукре (Mariscal Sucre) включает в себя разработку четырех газовых месторождений Рио Карибе, Межиллонес, Патао и Драгон, расположенных на шельфе Карибского моря на территории Венесуэлы. Суммарные запасы газа этой группы месторождений оцениваются в 400 млрд. куб. м.
Читать дальше

Авторский блок

А. Паранук
Адсорбенты цеолиты и их применение в промышленности

В данной статье приводиться применение адсорбентов цеолитов в газовой промышленности, выделены их преимущества и недостатки перед другими адсорбентами
Читать дальше

Пресс-релизы

«ЛУКОЙЛ» и «КазМунайГаз» совместно разведают недра Казахстана
Компании «ЛУКОЙЛ» и «КазМунайГаз» совместно оценят углеводородный потенциал некоторых участков на территории Республики Казахстан.
Читать дальше

Новые и перспективные газовые месторождения на территории России Ледовое, Русановское,

Месторождения сетевого газа в РФ: Ленинградское, Русановское, Астраханское, Сахалин-3, Оренбургское, Игримское и Ледовое

Ленинградское газовое месторождение

считается огромным газовым месторождением России, размещается на территории континентального шельфа Карского моря. Открытие прошло в 1992 году и стало результатом работы Арктикморнефтегазразведки. Морская глубина здесь не превышает 0,05–0,1 км. Газоносность связана с наличием меловых отложений альб-сеноманского возраста, что выполняет месторождение многозалежным, с критерием более десяти, и отличается расположением пластовых сводовых залежей.

Присуще чередование прослоев, при котором слаболитифицированные песчаники чередуются алевролитами и высокопористыми глинами. В качестве промежуточных покрышек выступают залежи плотных и крепких аргиллитов. Региональный флюидоупор представлен альбскими глинами и образованиями, приходящимися на турон-палеогеновый период с параметром мощности 500 м. Месторождение выделяется сухим метановым составом газа и присутствием конденсата только в аптских отложениях. Глубина залежей находится на уровне 1,7–2,6 км.

Кол-во начальных запасов — 3 триллиона кубов сетевого газа.

Перспективы продуктивности и запасов основываются на разведанных данных и примерно оцениваются на уровне категорий ABC1 и C2 в 1 триллион кубов газа и практически 3 миллиона тонн газоконденсата. По уровню запасов это месторождение считается неподражаемым, и на основании распоряжения № 1707-Р от 28.11.2007 года относится к объектам федеративного значения. Оператором, эксплуатирующим ленинградское месторождение, считается «Газпром».

Русановское газовое месторождение

Размещается на территории континентального шельфа Карского моря. Пуск 2-ух скважин прошёл в 1992 году. Глубина скважин — 2,55

и 2,37 км. Морская глубина может составлять от 0,5 до 0,1 км. Русановское ГКМ стало первым в области Южно-Карской впадины и относится к территории северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной периферии.

Характерностями газовых и конденсатных залежей считается наличие терригенных наслоений, относящиеся к танопчинской свите в меловых образованиях. Таким отложениям свойственна градация слоев песчаников, которые чередуются алевролитами и глинистыми субстанциями разной мощности, обладающими недостаточными фильтрационными и ёмкостными параметрами. В качестве интервала покрышек в середине залежей предоставлены плотные фракции крепких аргиллитов. В качестве регионального комплексного флюидоупора выступает яронгская свита с мощностью на уровне 0,1 км.

Строение впадины основано на наличии терригенных пород, относящиеся к палеогеновому, меловому, юрскому и, возможно, пермо-триасовому периодам. В составе месторождения содержатся семь пластовых, сводовых залежей, которые расположены на глубине 1,6–2,4 км. Состав газа — бессернистый метан. Пробурено две скважины, имеющие начальный запас на уровне 3 триллиона кубов сетевого газа.

Перспективы продуктивности и запасов основываются на разведанных данных и примерно оцениваются на уровне категорий ABC1 и C2 в 780 миллиардов кубов газа и 7,8 миллиона тонн газоконденсата. Потенциал Русановского месторождения обозначается как необыкновенный и на основании распоряжения № 1707-Р от 28.11.2007 года относится к объектам федеративного значения. Оператором, эксплуатирующим месторождение, считается «Газпром».

Читать еще:  Насосы повышения давления воды - особенности работы, обзор моделей, установка

Астраханское газовое месторождение

Располагается в юго-западной части Прикаспийской впадины и сосредоточено северо-восточнее Астрахани. Общие размеры залежей составляют 100 на 40 км. Самая большая глубина, с которой выполняется добыча, — 4,1 км. Открытие прошло в 1976 году, а через одиннадцать лет начат масштабный процесс промышленной эксплуатации. Приоритетным направлением первого газоперерабатывающего завода, сделанного при месторождении, было производство серы.

Теперь этот великан выпускает газ и моторное горючее. Процесс бурения осложняется прохождением солевой толщи, которая состоит из галитов с включениями бишофита и карналлита. Встречается наличие разнородных сцементированных песчаников, которые чередуются алевролитами. Нестабильные аргиллитоподобные глины усложняют стволовые части скважины, вызывая периодические обвалы стен скважины и появление сальников.

Задействован центральный, более возвышенный элемент Астраханского свода. По оценкам экспертов, размер запасов месторождения находится на уровне 2,5 триллиона кубов газа и 400 миллионов тонн конденсата, спецификой которого считается очень высокое содержание сероводорода и углекислого газа. Если объем годовой добычи сохраняется в границах 12 млрд кубов, то газовые залежи будут энергичны в течении столетия. Месторождение находится в эксплуатации компанией «Газпромдобыча Астрахань», которая считается дочерней компанией ОАО «Газпром».

Западно-Камчатский шельф

Расположением Западно-Камчатского лицензионного участка считается акватория Охотского моря. Разработка ведётся на территории

западного шельфа полуострова Камчатка. Размер лицензионного участка занимает немножко побольше 62 тыс. км?. В 2008 году «Роснефтью» и компанией из кореи KNOC не были получены перспективные данные в результате бурения на территории Западно-Камчатского блока в Охотском море. Размеры газовых запасов на суше Камчатки очень небольшие. С ушедшего века на данной местности уже функционируют 4-ре месторождения.

Их суммарный запас относится к категории С1 и будет примерно 16 миллиардов кубов. Разработка шельфа направлена на получение существенных газовых ресурсов. Летом 2009 года российское правительство предоставило лицензированное право «Газпрому». Данный документ дает возможность применять недры Западно-Камчатского месторождения на территории шельфа Охотского моря.

Газовое месторождение «Сахали?н-3»

Проект «Сахалин-3» предусматривает разработку компанией «Газпром» трех участков: Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского. Киринский участок имеет на собственной территории несколько газоконденсатных залежей. К ним можно отнести Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское месторождения. Газодобыча в рамках «Сахалина-3» представляет фундаментальную ресурсную базу для ГТС по плану Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Такая добыча которая рассчитана на обеспечение газоснабжением дальневосточных районов и является базой для реализации государственной программы «Владивосток-СПГ». Критерии общих ресурсов газа по плану «Сахалин-3» котируются на уровне 1,1 триллиона кубов.

Прогнозируемое кол-во ресурсов по добыче на территории Киринского месторождения относится к категории С1 и будет примерно 163 млрд кубов газа и 19 млн тонн газоконденсата. Прогнозируемое кол-во запасов по добыче на территории Южно-Киринского месторождения приравнено к категориям С1 и С2, что составляет порядка 565 млрд кубов газа и 72 млн тонн газоконденсата.

Прогнозируемое кол-во запасов Мынгинского месторождения отвечает категориям С1 и С2, что образовывает критерий на уровне 20 млрд кубов газа, а еще 2,5 млн тонн газоконденсата.

Пять лет тому назад компанией «Газпром» было запущено в действие Южно-Киринское месторождение на Киринском участке. Год через на этом месте открылось второе месторождение, которое стало называться Мынгинского. В 2013 году на Киринском месторождении случился первый пуск газа и начался процесс проверки системы газовой транспортировки. Строительство четырех разведочных скважин на Южно-Киринском месторождении содействует подготовке месторождения к освоению в очень больших масштабов. Аяшский и Восточно-Одоптинский участки проекта запланированы под большой объем сегодняшней сейсмической разведки и инновационное строительство нескольких поисковых скважин.

Оренбургское газоконденсатное месторождение

Относится к числу перспективных нефтегазоконденсатных месторождений вблизи Оренбурга. Пуск прошёл в 1966 году. Размещается

юго-восточнее Волго-Уральской нефтегазоносной периферии, включающей Пензенскую, Волгоградскую, Кировскую, Пермскую, Оренбургскую, Саратовскую, Свердловскую и Ульяновскую области. Газоносная толща месторождения обладает мощностью в 550 м. В газе присутствуют углеводородные элементы, сероводород, меркаптановая сера и гелий.

Геологический разрез имеет определённое кол-во терригенных четвертичных отложений, соленосных кунгурских пород и карбонатных каменноугольных отложений. Залежи размещены в известняковом слое на глубине 1,3–1,8 км. Размер залежи составляет 125 на 25 км, а толщина — 0,52 км. Месторождение подстилает мощная водонапорная система, а шина состоит из соленосных пород кунгура. Некоторые части отличительны наличием рассолов, которые обладают очень высокой концентрацией микроэлементов. Они годятся для извлечения в условиях в промышленности. В пластовой воде содержатся йод и бром, которые могут быть применены для йодо-бромного производства.

Реки – что может быть великолепнее? Подробности о самой интересной из них читайте в публикации.

Не обращая внимания на позитивные подвижки, экология нашей планеты продолжает страдать. Интересную, существенную информацию вы можете выяснить по https://greenologia.ru/eko-problemy/gidrosfera/mirovogo-okeana-planety.html ссылке.

Заводской уровень газодобычи пришёлся на 1974 год. Залежи месторождения остаются на уровне 700 миллиардов кубов. Добычу создает компания ОАО «Газпром».

Игримское газовое месторождение

Отнесено к классу очень маленьких месторождений и размещается на территории Березовского района Ханты-Мансийской автономии. Открытие приурочено к периоду локального поднятия одноимённого Западно-Сибирского нефтегазоносного нома. Размеры месторождения составляют 4 на 8 км, а находящаяся на поверхности амплитуда основания фундамента находится на уровне 0,12 км. Открытие прошло в 1959 году и пришлось на скважину 110 «Игримской НРЭ». Фундаментное основание вскрыто девятнадцатью поисково-разведочными скважинами, которые представлены изменёнными пироксенплагиоклазовыми, плагиоклазовыми, андезитовыми порфиритами. Есть в наличии туфы и туфогенные сланцы, которые относятся к девонскому периоду. Изыскание пород основания фундамента дало возможность развить кору выветривания до толщины 0,025 км. Свод поднятой коры размыт. Критерий общей толщины, относящейся к осадочному чехлу Игримского месторождения, остаётся на уровне 1,57–1,73 км.

Газовые залежи размещены на уровне пласта «П».

Ледовое газоконденсатное месторождение

По ценности и степени запасов это месторождение отнесено к неподражаемым. Расположением считается шельф Баренцева моря. Это

уникальное месторождение относится до центра Восточно-Баренцевого морского прогиба, территория которого считается частью субмеридионального направления и раскинулась вдоль западной линии берега острова Новая Земля. Пределами считается Штокмановско-Лунинская мегаседловина, к которой относятся Штокмановское и Лудловское месторождения. Открытие прошло в 1992 году. Первая скважина заработала северо-восточнее Штокмановского месторождения. Морская глубина на территории месторождения составляет порядка 2,8 км. 4-ре залежи находятся на отметках 1,84 км, 2,09 км, 2,10 км и 2,13 км. Два пласта относятся к категории газовых, а ещё два — к газоконденсатным.

Размеры общих залежей составляют более 500 км?. Преобладают пластовые сводовые, тектонические и экранированные залежи. Коллекторами служат песочные породы, которые относятся к триасовому и юрскому периодам, нефтематеринские комплексы и отложения из пермотриасового периода.

Строение месторождения отличается наличием тектонических нарушений, отличительных для северо-западного простирания. Сейчас площадь Ледового месторождения имеет две поисковые скважины. Кол-во запасов углеводородного сырья на территории разработанного участка относится к категории С1 и составляет порядка 92 млрд кубов газа и около 1 млн тонн геологических запасов конденсата.

Читать еще:  Особенности выращивания гусят с нуля для начинающих в домашних условиях

В согласии с категорией С2 критерии запасов находятся на уровне 331 млрд кубов газа и около 4 млн тонн геологических запасов конденсата, а еще практически 3,5 млн тонн извлекаемых запасов конденсата. Подобные характеристики дают возможность отнести это месторождение к категории крупных. Согласно распоряжению №681-Р от 25.04.2013 года пользование этим месторождением на внеконкурсной основе передано ОАО «Газпром».

Русановское газоконденсатное месторождение

Русановское газоконденсатное месторождение расположено на континентальном шельфе России в Карском море.

Месторождение открыто в 1992 г 2 скважинами глубиной 2550 и 2373 м.

1 скважина дала только приток воды , потому что оказалась на периферии структуры на расстоянии 17,6 км от внешнего контура газоносности.

2 я скважина дала 7 продуктивных пластов конденсатсодержащего газа на глубине 1650-2450 м с суммарной газонасыщенной толщиной 166.4 м, общей площадью 275,4 км 2 .

Дебиты газа — в интервале 54,1 — 377,5 тыс м 3 /сутки; конденсата — в интервале 0,48 -до 9,6 м 3 /сутки.

Глубины моря в районе месторождения составляют 50 — 100 м.

Это было 1 е месторождение в Южно-Карской (Ю-К) впадине.

В геологическом плане ГКМ расположено в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах Южно-Карской нефтегазоносной области.

В Ю-К впадине газовые и газоконденсатные залежи связаны с терригенными отложениями танопчинской свиты в меловых (неоком-аптских) образованиях .

Эти отложения представлены чередованием прослоев песчаников, алевролитов и глин различной мощности, характеризующихся пространственной неоднородностью и плохими фильтрационно-емкостными свойствами.

Промежуточными покрышками между залежами являются плотные крепкие аргиллиты.

Региональным флюидоупором для всего комплекса служат глинистые альбские образования (яронгская свита) мощностью около 100 м.

В целом, в строении Ю-К впадины принимают участие терригенные породы палеогенового, мелового, юрского и, вероятно, пермо-триасового периода, которые являются частью осадочного чехла Западно-Сибирской платформы.

Мощность осадочного разреза в центральной части впадины достигает 11 км, сокращаясь на бортах впадины до 2-4 км.

Ю-К впадина имеет пологую форму, ее строение осложнено рядом валов и крупных сводов, в тч Русановского.

От Северо-Карской впадины она отделена областью региональных поднятий. Фундамент Ю-К впадины, вероятно, представляет собой кору континентального типа палеозойского и раннемезозойского возраста.

Месторождение содержит 7 залежей конденсатсодержащего газа.

Залежи расположены на глубине 1650 — 2450 м.

Залежи пластовые, сводовые.

Газ по составу метановый, бессернистый.

На месторождении пробурено 2 скважины.

Начальные запасы 3,0 трлн м³ природного газа.

Разведанные и предварительно оцененные запасы по категории (ABC1+C2) — 779 млрд м 3 газа, 7,8 млн т газового конденсата.

По запасам Русановское ГКМ относится к уникальным.

Распоряжением от 28 ноября 2007 г. # 1707-р Русановское ГКМ отнесено к объектам федерального значения.

В 2013 г без конкурса Правительство РФ отдало Газпрому Лудловское газовое месторождение в Баренцевом море, Русановское ГКМ и Белоостровский участок недр в Карском море.

За Русановское ГКМ разовый платеж Газпрома составил 17,864 млрд руб.

Месторождения природного газа в России: Ленинградское, Русановское, Астраханское, Сахалин-3, Оренбургское, Игримское и Ледовое

Ленинградское газовое месторождение

Является гигантским газовым месторождением России, располагается на территории континентального шельфа Карского моря. Открытие состоялось в 1992 году и стало результатом работы Арктикморнефтегазразведки. Морская глубина в этом месте не превышает 0,05–0,1 км. Газоносность связана с наличием меловых отложений альб-сеноманского возраста, что делает месторождение многозалежным, с показателем свыше десяти, и характеризуется расположением пластовых сводовых залежей.

Свойственно чередование прослоев, при котором слаболитифицированные песчаники сменяются алевролитами и высокопористыми глинами. В качестве промежуточных покрышек выступают залежи плотных и крепких аргиллитов. Региональный флюидоупор представлен альбскими глинами и образованиями, приходящимися на турон-палеогеновый период с показателем мощности 500 м. Месторождение отличается сухим метановым составом газа и присутствием конденсата только в аптских отложениях. Глубина залежей находится на уровне 1,7–2,6 км.

Количество начальных запасов — 3 триллиона кубометров природного газа.

Перспективы производительности и запасов основываются на разведанных данных и ориентировочно оцениваются на уровне категорий ABC1 и C2 в 1 триллион кубометров газа и почти 3 миллиона тонн газоконденсата. По уровню запасов это месторождение является уникальным, и на основании распоряжения № 1707-Р от 28.11.2007 года относится к объектам федерального значения. Оператором, эксплуатирующим ленинградское месторождение, является «Газпром».

Русановское газовое месторождение

Располагается на территории континентального шельфа Карского моря. Пуск двух скважин состоялся в 1992 году. Глубина скважин — 2,55 и 2,37 км. Морская глубина составляет от 0,5 до 0,1 км. Русановское ГКМ стало первым в области Южно-Карской впадины и относится к территории северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Особенностями газовых и конденсатных залежей является наличие терригенных наслоений, относящихся к танопчинской свите в меловых образованиях. Таким отложениям свойственна градация слоев песчаников, которые сменяются алевролитами и глинистыми субстанциями различной мощности, обладающими недостаточными фильтрационными и ёмкостными параметрами. В качестве интервала покрышек посередине залежей представлены плотные фракции крепких аргиллитов. В качестве регионального комплексного флюидоупора выступает яронгская свита с мощностью на уровне 0,1 км.

Строение впадины основано на присутствии терригенных пород, относящихся к палеогеновому, меловому, юрскому и, вероятно, пермо-триасовому периодам. В составе месторождения содержатся семь пластовых, сводовых залежей, которые находятся на глубине 1,6–2,4 км. Состав газа — бессернистый метан. Пробурено две скважины, имеющие начальный запас на уровне 3 триллиона кубометров природного газа.

Перспективы производительности и запасов основываются на разведанных данных и ориентировочно оцениваются на уровне категорий ABC1 и C2 в 780 миллиардов кубометров газа и 7,8 миллиона тонн газоконденсата. Потенциал Русановского месторождения позиционируется как уникальный и на основании распоряжения № 1707-Р от 28.11.2007 года относится к объектам федерального значения. Оператором, эксплуатирующим месторождение, является «Газпром».

Астраханское газовое месторождение

Располагается на юго-западе Прикаспийской впадины и сосредоточено северо-восточнее Астрахани. Общие размеры залежей составляют 100 на 40 км. Максимальная глубина, с которой производится добыча, — 4,1 км. Открытие состоялось в 1976 году, а спустя одиннадцать лет начат масштабный процесс промышленной эксплуатации. Приоритетным направлением первого газоперерабатывающего завода, созданного при месторождении, было производство серы.

Теперь этот гигант выпускает газ и моторное топливо. Процесс бурения осложняется прохождением солевой толщи, состоящей из галитов с включениями бишофита и карналлита. Наблюдается наличие разнородных сцементированных песчаников, которые сменяются алевролитами. Неустойчивые аргиллитоподобные глины осложняют стволовые части скважины, вызывая периодические обвалы стен скважины и возникновение сальников.

Задействован центральный, более возвышенный компонент Астраханского свода. По экспертным оценкам, размер запасов месторождения находится на уровне 2,5 триллиона кубометров газа и 400 миллионов тонн конденсата, особенностью которого является повышенное содержание сероводорода и углекислого газа. Если объем годовой добычи сохранится в пределах 12 млрд кубометров, то газовые запасы будут активны на протяжении века. Месторождение эксплуатируется компанией «Газпромдобыча Астрахань», которая является дочерней компанией ОАО «Газпром».

Западно-Камчатский шельф

Месторасположением Западно-Камчатского лицензионного участка является акватория Охотского моря. Разработка ведётся на территории западного шельфа полуострова Камчатка. Размер лицензионного участка занимает чуть больше 62 тыс. км². В 2008 году «Роснефтью» и компанией из кореи KNOC не были получены перспективные данные в результате бурения на территории Западно-Камчатского блока в Охотском море. Размеры газовых запасов на суше Камчатки очень незначительные. С прошлого столетия на этой местности уже функционируют четыре месторождения.

Читать еще:  Особенности переработки силового кабеля

Их суммарный запас относится к категории С1 и составляет около 16 миллиардов кубометров. Разработка шельфа направлена на получение значительных газовых ресурсов. Летом 2009 года правительство РФ предоставило лицензированное право «Газпрому». Этот документ позволяет использовать недры Западно-Камчатского месторождения на территории шельфа Охотского моря.

Газовое месторождение «Сахали́н-3»

Проект «Сахалин-3» предполагает разработку компанией «Газпром» трех участков: Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского. Киринский участок имеет на своей территории несколько газоконденсатных залежей. К ним относятся Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское месторождения. Добыча газа в рамках «Сахалина-3» представляет фундаментальную ресурсную базу для газотранспортной системы по проекту Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Такая добыча рассчитана на обеспечение газоснабжением дальневосточных районов и является основой для реализации государственной программы «Владивосток-СПГ». Показатели общих ресурсов газа по проекту «Сахалин-3» котируются на уровне 1,1 триллиона кубометров.

Прогнозируемое количество ресурсов по добыче на территории Киринского месторождения относится к категории С1 и составляет около 163 млрд кубометров газа и 19 млн тонн газоконденсата. Прогнозируемое количество запасов по добыче на территории Южно-Киринского месторождения приравнено к категориям С1 и С2, что составляет порядка 565 млрд кубометров газа и 72 млн тонн газоконденсата.

Прогнозируемое количество запасов Мынгинского месторождения соответствует категориям С1 и С2, что образует показатель на уровне 20 млрд кубометров газа, а также 2,5 млн тонн газоконденсата.

Пять лет назад компанией «Газпром» было запущено в действие Южно-Киринское месторождение на Киринском участке. Год спустя на этом участке открылось второе месторождение, которое получило название Мынгинского. В 2013 году на Киринском месторождении произошел первый пуск газа и начался процесс испытания системы газовой транспортировки. Возведение четырех разведочных скважин на Южно-Киринском месторождении способствует подготовке месторождения к освоению в промышленных масштабах. Аяшский и Восточно-Одоптинский участки проекта запланированы под значительный объем современной сейсмической разведки и инновационное возведение нескольких поисковых скважин.

Оренбургское газоконденсатное месторождение

Относится к числу перспективных нефтегазоконденсатных месторождений вблизи Оренбурга. Запуск состоялся в 1966 году. Располагается юго-восточнее Волго-Уральской нефтегазоносной периферии, включающей Пензенскую, Волгоградскую, Кировскую, Пермскую, Оренбургскую, Саратовскую, Свердловскую и Ульяновскую области. Газоносная толща месторождения обладает мощностью в 550 м. В газе присутствуют углеводородные компоненты, сероводород, меркаптановая сера и гелий.

Геологический разрез содержит определённое количество терригенных четвертичных отложений, соленосных кунгурских пород и карбонатных каменноугольных отложений. Залежи расположены в известняковом слое на глубине 1,3–1,8 км. Размер залежи составляет 125 на 25 км, а толщина — 0,52 км. Месторождение подстилает мощная водонапорная система, а покрышка состоит из соленосных пород кунгура. Некоторые части отличаются наличием рассолов, которые обладают повышенной концентрацией микроэлементов. Они пригодны для извлечения в промышленных условиях. В пластовой воде содержатся йод и бром, которые могут быть использованы для йодо-бромного производства.

Реки – что может быть прекраснее? Подробности о самой интересной из них читайте в статье.

Несмотря на положительные подвижки, экология нашей планеты продолжает страдать. Интересную, важную информацию вы можете узнать по https://greenologia.ru/eko-problemy/gidrosfera/mirovogo-okeana-planety.html ссылке.

Промышленный уровень добычи газа пришёлся на 1974 год. Запасы месторождения остаются на уровне 700 миллиардов кубометров. Добычу производит компания ОАО «Газпром».

Игримское газовое месторождение

Отнесено к классу мелких месторождений и располагается на территории Березовского района Ханты-Мансийской автономии. Открытие приурочено к периоду локального поднятия одноимённого Западно-Сибирского нефтегазоносного нома. Размеры месторождения составляют 4 на 8 км, а поверхностная амплитуда фундаментного основания находится на уровне 0,12 км. Открытие состоялось в 1959 году и пришлось на скважину 110 «Игримской НРЭ». Фундаментное основание вскрыто девятнадцатью поисково-разведочными скважинами, которые представлены изменёнными пироксенплагиоклазовыми, плагиоклазовыми, андезитовыми порфиритами. Имеются в наличии туфы и туфогенные сланцы, относящиеся к девонскому периоду. Исследование пород фундаментного основания позволило развить кору выветривания до толщины 0,025 км. Свод поднятой коры размыт. Показатель общей толщины, относящейся к осадочному чехлу Игримского месторождения, остаётся на уровне 1,57–1,73 км.

Газовые залежи расположены на уровне пласта «П».

Ледовое газоконденсатное месторождение

По ценности и степени запасов это месторождение отнесено к уникальным. Месторасположением является шельф Баренцева моря. Это уникальное месторождение относится к центру Восточно-Баренцевого морского прогиба, территория которого является частью субмеридионального направления и простирается вдоль западной береговой линии острова Новая Земля. Пределами является Штокмановско-Лунинская мегаседловина, к которой относятся Штокмановское и Лудловское месторождения. Открытие состоялось в 1992 году. Первая скважина заработала северо-восточнее Штокмановского месторождения. Морская глубина на территории месторождения составляет порядка 2,8 км. Четыре залежи находятся на отметках 1,84 км, 2,09 км, 2,10 км и 2,13 км. Два пласта относятся к разряду газовых, а ещё два — к газоконденсатным.

Размеры общих залежей составляют более 500 км². Преобладают пластовые сводовые, тектонические и экранированные залежи. Коллекторами служат песчаные породы, относящиеся к триасовому и юрскому периодам, нефтематеринские комплексы и отложения из пермотриасового периода.

Строение месторождения характеризуется наличием тектонических нарушений, характерных для северо-западного простирания. В настоящее время площадь Ледового месторождения имеет две поисковые скважины. Количество запасов углеводородного сырья на территории разработанного участка относится к категории С1 и составляет порядка 92 млрд кубометров газа и около 1 млн тонн геологических запасов конденсата.

В соответствии с категорией С2 показатели запасов находятся на уровне 331 млрд кубометров газа и около 4 млн тонн геологических запасов конденсата, а также почти 3,5 млн тонн извлекаемых запасов конденсата. Такие показатели позволяют отнести это месторождение к категории крупнейших. Согласно распоряжению №681-Р от 25.04.2013 года пользование этим месторождением вне конкурса передано ОАО «Газпром».

Месторождения нефти и газа

Русановское газоконденсатное месторождение — гигантское месторождение России, расположено в расположено в в юго-западной части Карского моря, в 70 км севернее Ленинградского.

Месторождение было открыто компанией «Арктикморнефтегазразведка» при проведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфе. Оно открыто в терригенных отложениях танопчинской свиты неоком-аптского возраста. Месторождение содержит семь залежей конденсатсодержащего газа. Залежи находятся на глубине 1,65 — 2,45 км, глубины моря в районе месторождения изменяются от 50 до 100 м. Пласты-коллекторы представлены преимущественно мелкозернистыми алевритистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин и характеризуются пространственной неоднородностью и плохими фильтрационно-емкостными свойствами.

Промежуточными покрышками между залежами являются плотные крепкие аргиллиты. Региональным флюидоупором для всего комплекса служат глинистые альбские образования (яронгская свита) мощностью около 100 м. Газ по составу метановый, содержание конденсата незначительно. Залежи пластовые сводовые. По запасам Русановское месторождение относится к уникальным.

Русановское месторождение было открыто в 1989 году, в настоящее время пробурены 2 скважины и выявлено семь газоконденсатных залежей в терригенных аптских отложениях нижнего мела. Начальные запасы составляют примерно 3,0 трлн. м3 природного газа. Разведанные и предварительно оцененные запасы по категории (ABC1+C2) — 779 млрд куб. м газа, 7,8 млн т конденсата. По величине геологических запасов газа Русановское месторождение классифицируется как уникальное.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector