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».
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.
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».
(Пока оценок нет)
