Подпишитесь на наши новости
Вернуться к началу с статьи up

ГА́ЗЫ ПРИРО́ДНЫЕ ГОРЮ́ЧИЕ

  • рубрика

    Рубрика: Геология

  • родственные статьи
  • image description

    Электронная версия

    2015 год

  • image description

    Скопировать библиографическую ссылку:




ГА́ЗЫ ПРИРО́ДНЫЕ ГОРЮ́ЧИЕ, газовая фаза природных углеводородов, содержащая и неуглеводородные компоненты; разновидность горючего полезного ископаемого. Г. п. г. встречаются в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и окклюдированном (в газовых гидратах) видах. Углеводороды представлены: метаном, этаном, пропаном, бутанами, реже пентаном и более тяжёлыми (до октана включительно), а также этиленом, пропиленом, бутиленом. Г. п. г. считается сухим, если состоит гл. обр. из метана (>85%), с низким содержанием этана (<10%), при практическом отсутствии пропана и бутана; с содержанием газового конденсата менее 10 см33. Тощим называют пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана, с содержанием конденсата 10–30 см33. Жирным считается газ с содержанием конденсата 30–90 см33. Неуглеводородные компоненты включают гл. обр. азот, диоксид углерода, оксид углерода, водяные пары; кроме того, некоторые Г. п. г. обогащены соединениями серы, гелием, аргоном; встречаются также водород, пары ртути и летучих жирных кислот. Содержание диоксида углерода меняется от долей процента до 10–15%, иногда более (в Астраханском газоконденсатном месторождении СО2 20–22%). Концентрация азота в Г. п. г. обычно не превышает 10% (часто 2–3%), в газах отдельных нефтегазоносных бассейнов и провинций достигает 30–50% (в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции), иногда более; известны месторождения с преим. содержанием азота (Чу-Сарысуйская газоносная область: Амангельдинское месторождение – 80% N2 и 16% СH4; Учаральское – 99% N2). Количество сероводорода обычно не превышает 2–3%; как исключение известны газовые залежи с содержанием сероводорода 15–20% и более (Астраханское месторождение – 25%). Концентрация гелия в большинстве случаев – сотые и тысячные доли процента, в некоторых месторождениях – до 3–13% (см. Газы природные).

По мнению большинства исследователей, приверженцев органической (биогенной) теории происхождения нефти и газа, осн. масса Г. п. г.  продукт катагенетического преобразования рассеянного органического вещества в осадочных горных породах, небольшой круг учёных придерживаются неорганической, или абиогенной, гипотезы и образование этих полезных ископаемых считает в осн. результатом синтеза углерода, оксида углерода и водорода в условиях высоких температур и давлений глубинных зон земной коры. Значительное количество метана, диоксида и оксида углерода образуется в приповерхностных условиях (преим. на глубине до 500 м) в результате биохимической переработки органического вещества на стадии диагенеза (т. н. микробиальный газ). Добыча биохимического метана велась в Японии из минерализованных подземных вод плиоценовых и плейстоценовых отложений. Обязательным условием формирования промышленных скоплений Г. п. г. является наличие крупных областей длительного погружения земной коры (осадочных бассейнов), в процессе развития которых нефтегазоматеринские породы могли достичь зоны с благоприятными термобарическими условиями для генерации газообразных углеводородов. Количество и состав образующихся углеводородных газов зависят от природы и состава рассеянного органического вещества, находящегося (как в рассеянной, так и в концентрированной форме) в зоне катагенеза (см. Катагенез рассеянного органического вещества). Гумусовое органическое вещество генерирует в осн. метан и небольшое количество более тяжёлых углеводородов, сапропелевое – осн. массу нефтяных жидких углеводородов, жирные газы и метан. Для выделения углеводородов в количестве, достаточном для образования залежей, осадочная порода, содержащая рассеянное органическое вещество, должна попасть в определённые термобарические условия. Гумусовое органическое вещество имеет два температурных пика генерации метана: на начальной стадии катагенеза при темп-ре 50–60 °С (протокатагенез) и на завершающей – при темп-ре выше 150–160 °С (поздний мезокатагенез). Сапропелевое органическое вещество главный пик генерации проявляет также в позднем мезокатагенезе (т. н. главная зона газообразования, следующая сразу за главной зоной нефтеобразования). Вначале генерируются жирные газы, затем метан. Образование метана продолжается и при более высоких температурах (св. 200 °С) и давлениях на стадии метаморфизма (путём термич. разложения углистого органического вещества и нефти).

Наблюдается вертикальная зональность распределения Г. п. г. во многих нефтегазоносных бассейнах: на глубине 1,2–2 км газовые залежи представлены в осн. сухим газом (почти чистый метан), на глубине 2–5 км залежи б. ч. газонефтяные и нефтегазовые, содержащие преим. жирные газы, ниже 5–6 км снова распространены залежи чистого метана. Как правило, рассеянное в породах органическое вещество имеет смешанный (гумусовый и сапропелевый) состав. Наиболее высокопродуктивные газоматеринские породы (способные генерировать преим. газообразные углеводороды и отдавать их) – глинистые, алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые отложения слабовосстановительных и восстановительных фаций, богатые гумусовым и сапропелево-гумусовым органическим веществом.

Формирование газовых залежей происходит в результате миграции Г. п. г. из материнских толщ в коллекторы нефти и газа, аккумуляции их в ловушках нефти и газа и консервации внутри природных резервуаров, ограниченных флюидоупорами (покрышками залежей нефти и газа). Подавляющее число залежей Г. п. г. связано с осадочными породами. Песчаные коллекторы вмещают св. 76% запасов, карбонатные – св. 23%. Глинистыми покрышками экранируется св. 65% запасов, соленосными – св. 34%. Св. 91% запасов сосредоточено в ловушках структурного типа. Совокупность газовых залежей, контролируемых единой геологической структурой, образует газовое месторождение. Св. 90% разведанных запасов Г. п. г. содержатся в чисто газовых или газоконденсатных месторождениях, остальные – в нефтегазовых и газонефтяных. На глубине до 1 км заключено ок. 14% запасов газа, 1–3 км – св. 70%, 3–5 км – ок. 13% и ниже 5 км – св. 1%.

Мировые запасы Г. п. г. около 300 трлн. м3. Лидирующую позицию по количеству запасов занимает Россия (68,9 трлн. м3; ок. 23% мировых запасов), второе место – Иран, запасы которого меньше российских более чем в 2 раза; третья позиция принадлежит Катару (начало 2013).

Таблица 1. Страны с крупнейшими запасами природного горючего газа
(2-я половина 2000-х гг.)
СтранаДоказанные запасы, трлн. м3% мировых запасов
Россия47,527,21
Иран27,615,8
Катар25,814,7
Саудовская Аравия6,83,9
ОАЭ6,13,5
США63,4
Нигерия5,12,5
Алжир4,62,6
Венесуэла4,32,5
Ирак3,21,8
Казахстан2,831,6
Туркмения2,831,6
Индонезия2,81,6
Норвегия2,31,3
Китай2,261,3
Малайзия2,11,2
Узбекистан1,81,1
Египет1,70,9
Канада1,640,9
Кувейт1,560,9
Ливия1,50,9
Нидерланды1,40,8
Украина1,10,6
Индия1,070,6
Австралия0,90,5

Всего в мире известно св. 12 тыс. газовых месторождений (в России св. 900), однако ок. половины запасов газа сосредоточено в нескольких десятках уникальных газовых и газоконденсатных месторождений. Крупнейшие в мире – в Катаре и Иране (Северное – Южный Парс) и России (Уренгойское месторождение). В России 29 уникальных (с текущими запасами св. 500 млрд. м3) и 81 крупное (75–500 млрд. м3) месторождение свободного газа (начало 2013) (таблица).

Таблица 2. Уникальные месторождения природного горючего газа РФ
МесторождениеТип месторождения*Запасы на начало 2013, млрд. м3Доля в запасах РФ, %
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (бассейн)
УренгойскоеНГК6467,89,38
БованенковскоеНГК4918,27,13
ЯмбургскоеНГК4192,066,08
ЗаполярноеНГК2609,93,79
ХарасавэйскоеГК2031,82,95
КрузенштернскоеГК1674,72,43
Южно-ТамбейскоеГК1296,11,88
Северо-ТамбейскоеГК1124,91,63
Южно-РусскоеНГК1075,21,56
ЛенинградскоеГК1051,61,53
ХарампурскоеНГК9651,4
ПесцовоеНГК872,41,27
РусановскоеГК7791,13
Салмановское (Утреннее)НГК767,11,11
МалыгинскоеГК745,11,08
ЮрхаровскоеНГК668,80,97
МедвежьеНГК587,90,85
Северо-УренгойскоеНГК576,50,84
ТасийскоеГК565,70,82
Каменномысское-мореГ5550,81
БереговоеНГК5180,75
Лено-Тунгусская  нефтегазоносная провинция (бассейн)
КовыктинскоеГК1978,32,87
ЧаяндинскоеНГК1432,12,08
Ангаро-ЛенскоеГК1221,61,77
Прикаспийская нефтегазоносная провинция (бассейн)
АстраханскоеГК3556,95,16
ЦентральноастраханскоеГК947,21,37
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (бассейн)
ОренбургскоеНГК759,41,1
Баренцево-Северо-Карская нефтегазоносная провинция (бассейн)
ШтокмановскоеГК3939,45,71
Охотская нефтегазоносная провинция (бассейн)
Южно-КиринскоеГК5640,82
*НГК – нефтегазоконденсатное, ГК – газоконденсатное, Г – газовое.

Уникальные зарубежные газовые месторождения (запасы, трлн. м3): в Иране – Пазенан (1,4), Северный Парс (1,3); Нидерландах – Гронинген (2,7); Алжире – Хасси-Рмель (2,6); США – Панхандл-Хьюготон (2), а также в Саудовской Аравии – Гавар (св. 1), Казахстане – Карачаганак, Туркмении – Даулетабад-Донмезское, Норвегии – Тролль.

Б. ч. запасов Г. п. г. РФ заключена в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (бассейне) – в Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областях. В Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (бассейне) сосредоточено ок. 10% запасов; в российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции (бассейне) – ок. 7%; в Лено-Вилюйской газонефтеносной провинции (бассейне) – менее 1%. В пределах российской части Баренцево-Северо-Карской нефтегазоносной провинции (бассейна) и в Охотской нефтегазоносной провинции (бассейне) установлено ок. 10% российских запасов (на начало 2013).

За рубежом крупнейшие запасы Г. п. г. сконцентрированы в Северного моря нефтегазоносной области, Мексиканского залива нефтегазоносном бассейне, Персидского залива нефтегазоносном бассейне, а также в Западном Внутреннем нефтегазоносном бассейне, Северного склона Аляски нефтегазоносном бассейне, Западно-Канадском нефтегазоносном бассейне, Северных Арктических нефтегазоносных бассейнах Канады и др.

Добыча Г. п. г. производится в более чем 85 странах и во 2-й половине 2000-х гг. превысила 3600 млрд. м3 в год. По валовой и товарной добыче в первой половине 2010-х гг. лидируют США (687,6 млрд. м3, 2013), за которыми следует РФ (625 млрд. м3, 2012). В России подавляющая часть природного горючего газа (ок. 90%) добывается в Западно-Сибирской провинции (месторождения Заполярное, Уренгойское и Ямбургское обеспечивают ок. половины российской добычи). По объёмам добычи газа в России и мире лидирует «Газпром». Эта же компания располагает наибольшими мировыми запасами Г. п. г. и является самым крупным в мире поставщиком газа.

Г. п. г.  эффективный энергоноситель (теплота сгорания 34,3 МДж/м3 и выше) и ценное химическое сырьё для производства метанола, формальдегида, уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Попутно извлекаемые из Г. п. г. сероводородсодержащие газы используют для получения элементарной серы, гелийсодержащие – для получения гелия.

Лит.: Бека К., Высоцкий И. В. Геология нефти и газа. М., 1976; Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М., 1982; Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н. А. Еременко. М., 1984; Геология и геохимия нефти и газа. 2-е изд. М., 2004; ИАЦ «Минерал». Мировая статистика. 2007. Газ. http://mineral.ru/Facts/stat/124/204/index.html; Государственный доклад о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2012 / Гл. ред. Д. Г. Храмов. М., 2013.

Вернуться к началу