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.

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.

Вам интересно будет узнать подробности о странах имеющих ядерное оружие.

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».