Туркмения: Газовое месторождение Галкыныш
4769x3403
7321×7321
http://mazamascience.com/OilExport/
http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=TX#ng
Туркмения: газ, текущие новости (2010)
Туркмения: общие сведения, нефть и газ (2010)
Нефтегазовый комплекс Туркменистана (2010)
Экономика стран б.СССР (2012)
dolgikh: Крупнейшие газовые месторождения мира (2010)
- - - - -
Иолотань : список словарных статей
wikipedia.org: Газовое месторождение Галкыныш
Галкыныш - зоны супергигантского газонефтяного месторождения Туркменистана, расположенное в Марыйском велаяте. Эксплуатация начнется летом 2013 года.
В связи с открытием на территории Туркменистана сверхгигантской зоны газовых месторождений и ее освоением, 18 ноября 2011 года Президент Туркменистана подписал Постановление, предписав именовать месторождения Южный Ёлотен-Осман, Минара и прилегающие месторождения газовым месторождением «Галкыныш».
Южный Иолотань, Южный Йолотен - супергигантское газонефтяное месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны, в 50 км от областного центра Мары вблизи города Иолотань. Открыто в ноябре 2006 года.
Супергигантское месторождение Иолотань раскинулось на площади в 1800 км2. По предварительной оценке толщина продуктивного пласта здесь более 1200 м. Иолотань связан с нефтегазовым месторождением Осман, они оба являются одной структурой. Залежи располагаются на глубине 3,9-5,1 км. Нефтегазоносность связана с меловыми и юрскими отложениями.
В Иолотане идут разведочные работы во всех направлениях: на севере - до месторождения Минара, на юге - до месторождения Осман, на западе - до площади Газанлы и на востоке - до месторождения Яшлар.
Кроме газа здесь также сосредоточены значительные запасы нефти, промышленная разработка которых началась 2007 году, на порядок увеличив объем выпускаемых нефтепродуктов на Сейдинском НПЗ. Эта нефтяная залежь отличается уникальными характеристиками, здесь в черном золоте практически не присутствуют посторонние примеси, что в практике нефтедобычи встречается крайне редко. Относится к Туранской нефтегазоносной провинции Мургабской нефтегазоносной области.
По оценке компании Gaffney, Cline & Associates (Великобритания) начальные запасы природного газа составляют 21,2 триллионов кубических метров. Запасы нефти составляют 300 млн. тонн.
Добыча природного газа в 2009 году составила 40 млрд. м3.
Оператором разработки является туркменская государственная компания «Туркменгаз». Первый президент Туркменистана Сапармурат Ниязов пригласил китайский CNPC и турецкий Çalik Enerji участвовать в исследовании и развитии месторождении и предложил для транспортировки газа из Иолотаня в Европу расширение газопровода «Средняя Азия - Центр»
Минара (до 1991 г. - Майск) - газовое месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны. Майск открыто в 1970 году, а Минара открыто в июле 2009 году. Различие Майска и Минары, это строения: Майск - надсолевой, а Минара - подсолевой.
Газоносность связано с нижнемеловыми и верхнеюрскими отложениями. Залежи на глубине на 2,9-4,1 км. Начальные запасы природного газа составляет 200 млрд м3. Оператором разработки является туркменская государственная компания Туркменгаз.
12 октября 2011
Месторождение Южный Иолотань
По результатам второго этапа независимого аудита запасов месторождений Туркменистана начальные геологические запасы зоны газовых месторождений Южный Иолотань (Южный Ёлотен) - Осман, Мианара и Яшлар подтверждены в максимальном объеме 26,2 трлн куб. м газа.
Такую оценку 11 октября озвучил представитель британской аудиторской компании "Gaffney, Cline & Associates" (GCA) Джим Гиллетт.
По его словам, эти данные не окончательные, запасы могут быть выше. На сегодня еще не определены пределы северо-западной, южно-восточной и западной границ месторождении Южный Иолотань (Южный Ёлотен)
Самым крупным из оцененных месторождений является Южный Иолотан, пишет сегодня Коммерсант. По данным GCA, его запасы составляют минимум 13 трлн куб. м, а максимум 21 трлн куб. м газа (раньше разброс составлял 4-14 трлн куб. м). Такой объем запасов ставит Южный Иолотань на второе место в мире после Южного/Северного Парса (28 трлн куб. м, поделено между Ираном и Катаром). На третьей позиции Уренгойское месторождение "Газпрома" с 7 трлн куб м..
В настоящее время госконцерн "Туркменгаз" совместно с привлеченными на сервисных условиях компаниями из Китая, Республики Корея и ОАЭ реализует проект по первоначальному обустройству Южного Иолотаня на общую сумму около $10 млрд, отмечает Trend. Разработка началась на основании первоначального аудита, представленного GCA в 2008 г., когда приблизительные запасы этого месторождения оценивались в пределах 14 трлн куб. м газа.
trubagaz.ru: Южный Иолотань
Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины
Рис. 2. Глубина залегания кровли пород-коллекторов месторождения Южный Иолотань
Рис. 3. Строение месторождения Южный Иолотань по данным бурения
Супергигантское газовое месторождение Южный Иолотань расположено в юго-восточной части Туркменистана в непосредственной близости от границы с Ираном и Афганистаном. В геологическом отношении эта территория приурочена к Мургабской нефтегазоносной области - крупной одноименной позднемезозойской впадине, располагающейся на южной оконечности молодой эпипалеозойской Туранской плиты. Впадина на севере, западе и юге ограничена разломами, а на востоке прослеживается в район северо-западной части Афганистана.
Мургабская впадина условно делится на Байрам-Алийский (северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского возрастов. В Байрам-Алийском районе крупные залежи газа открыты на площадях Байрам-Али, Шихитли, Майская, а нефти - на площадях Шараплы и Кели. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата получен на площадях Ислим и Карачоп.
Собственно платформенный чехол начинается с трансгрессивно залегающих юрских отложений, представленных в нижней части карбонатным комплексом, а в верхней - мощной толщей (800-1200 м) каменной соли, гипса и ангидрита, в которой установлены явления диапиризма. Это толща в пределах Мургабской впадины является региональной покрышкой и контролирует распространение по разрезу залежей газа.
Надсолевые отложения мела-неогена представлены преимущественно морскими песчано-глинистыми породами; карбонатные породы занимают резко подчиненное положение. Четвертичные отложения представлены главным образом аллювиальными и потоковыми отложениями.
По материалам сейсморазведки установлено, что платформенный чехол залегают на мощной (до 5-7км) толще, которая по характеру залегания очень близка к перекрывающим ее юрским и меловым отложениям. Предположительный возраст ее, исходя из общих представлений об истории геологического развития Средней Азии позднепалеозойский или пермо-триасовый.
Мощность отложений юры (J), мела (K), палеогена, неогена (N) и четвертичной системы (Q) в Мургабской впадине достигает 8-15 км. Мощности всех комплексов осадочных отложений, слагающих впадину, увеличиваются в направлении с севера и юга к ее осевой части. Локально распределение мощностей отложений определяется проявлением зон субширотных поднятий и прогибов, которые были заложены на фундаменте плиты. Распределение мощностей меловых и кайнозойских отложений в пределах Мургабской впадины позволяют сделать вывод о том, что поднятия и прогибы существовали уже в меловое и палеогеновое время. С середины олигоцена в отрогах Гиссарского хребта началось орогенное развитие, значительно активизировались тектонические движения и в Мургабской впадине. В неогеновое время на фоне общего прогибания окончательно сформировались крупные прогибы и поднятия. Вплоть до конца неогенового времени Мургабская впадина была областью интенсивной аккумуляции.
Промышленные залежи газа в Мургабской впадине выявлены в породах как юры (подсолевой комплекс), так и мела (надсолевой комплекс) и связаны с типичными платформенные антиклинальными складками, флексурными зонами и валами. При этом приуроченность месторождений к отложениям юры и мела в разных частях впадины неодинакова и зависит от литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. Там где развиты непластичные и фациально неоднородные соли, залежи газа установлены в надсолевых отложениях. На участках распространения однородной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые комплексы.
Газы Мургабской впадины метановые, преимущественно сухие. Газовые проявления, связанные с подсолевым карбонатным комплексом обычно характеризуются повышенным содержанием сероводорода, в то время как газы надсолевых комплексов - малосернистые и бессернистые.
Предпосылками образования крупных газоконденсатных скоплений в указанных отложениях являются следующие факторы: значительное обогащение их органического вещества субконтинентальной гумусовой органикой (карбон); наличие региональной соленосной толщи, способствовавшей сохранению образовавшихся в подсолевых отложениях углеводородов от диссипации; значительное развитие аномально высоких пластовых давлений; благоприятные термобарические условия и др.
Месторождение Южный Иолотань географически удачно расположено вблизи города Иолотань, что в 50 км от областного центра Марыйского велаята города Мары. Эта часть территории представляет собой западный борт Мургабской впадины, строение которого осложнено крупной валообразной антиклинальной складкой, простирающейся с северо-запада на юго-восток (рис. 2). В своей юго-восточной части поднятие осложнено небольшим валом, к которому приурочено месторождение Осман.
Проявления газа месторождения Южный Иолотань связано с горизонтом карбонатных пород верхнеюрского комплекса (подсолевого). Они залегают на глубине от 3500 до 5100 м и перекрываются мощной толщей солей (рис. 3). Мощность продуктивного слоя в породах-коллекторах составляет не менее 600 м. Месторождение занимает 75 км в длину и 35 км в ширину. Согласно заявлению английской аудиторской компании Gaffney Cline & Associates (GCA), запасы месторождения Южный Иолотань - Осман составляют около 6 трлн м³ газа, что почти в два раза больше, чем разведанные запасы российского супергиганта - Штокмановского месторождения (3,7 трлн м³ газа).
Залежи газа месторождения Южный Иолотань относятся к сводовому типу - они располагаются в своде поднятий и удерживаются соляной покрышкой (рис. 3). В составе пород покрышки присутствуют главным образом ангидриты, но отмечаются также горизонты переслаивания мергелей.
Источники:
Геология СССР, Т.XXII, Туркменская ССР, М., 1972
Нефтегазоносность платформенной части восточной Туркмении // сб. трудов. Вып. 134. М., 1977
Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений // М., Недра, 2000
http://www.summitdownloadportal.com/OGT08/doc/1227531748-Jim%20Gillett%20-%20GCA.pdf
О запасах газа
Получается, что Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. - около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням - 21 триллионов кубических метров (за вычетом запасов Минора). Разница в 3,5 раза.
На карте в слайде длина месторождения Южный Иолотань-Осман - около 100 км, ширина 35. Площадь этого месторождения почти точно соответствует площади Оренбургского НГКМ, а запасы (по минимуму) в 3-4 раза больше. Такого быть не может в принципе. Пластов коллекторов в карбонатах нижней перми Оренбургского НГКМ горадо больше, чем в карбонатах верхней юры Западного Укзбекистана и Восточной Туркмении.
Независимо оценить запасы месторождения Южный Иолотань-Осман проще простого. Это месторождение почти полный аналог туркменского же месторождения Самантепе. Запасы этих месторождений пропорциональны их площадям. По сегодняшним публикациям запасы газа Самантепе - 1,3 трлн. куб. м. Но нужно брать те запасы, которые утверждены в ГКЗ СССР. Ни площадь, ни запасы ГКЗ Самантете я в Сети не нашел. Но обязательно найду. Может быть в СССРовских справочниках. Спрошу на работе.
Грубо и примерно запасы газа Южный Иолотань-Осман составят 1,5-2,5 трлн. куб. м. Сегодня они завышены на порядок.
В справочнике «Газовые и газоконденсатные месторождения» (М., «Недра», 1975 г.) приведены данные по трем газовым месторождениям, являющимися аналогами месторождения Южный Иолотань-Осман: Самантепе (Туркменистан), Гумбулак и Адамташ (Узбекистан). Подсчет их запасов выполнен по методике ГКЗ СССР. Плотность запасов газа (оценена мной по запасам и размерам месторождений) составляет: Самантепе - 0,79 млрд. куб. м , Гумбулак - 1,45 млрд. куб. м , Адамташ- 0,72 млрд. куб. м [даны величины на 1 кв.км]
Примем пределы изменения плотности запасов от 0,7 до 1,5 при средней 1,0 млрд. куб. м.
Размеры месторождения Южный Иолотань-Осман 92х33 км, примерная площадь - 2430 кв. км. Запасы газа составляют от 1700 до 3645 млрд. куб. м, наиболее вероятные - 2430 млрд. куб. м.
Напомню: Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. - около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням - 21 триллионов кубических метров.
- - - - -
Только прочитав последнею запись, понял, чего так не хватает многим, а вернее большинству, упоминаемым в СМИ оценкам запасов и ресурсов месторождений: приводится запасы и ресурсов, но не указывается площадь месторождения :)
В результате расчетов (две последние строки таблицы) получается, что месторождение Галкыныш площадью в 2700 км2, приняв одни из самых лучших плотностей запасов, взятые по Северное/Южный Парс, получим максимум (In Place) 14 трлн. м3 и извлекаемые 9.8 трлн. м3.
Источники, указанные в таблице
1. http://new.aftershock.su/?q=node/23417
2. http://www.vnipigaz.gazprom.ru/activities/main-object/urengoj.php
http://www.trubagaz.ru/gkm/urengojjskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/
3. Уренгойское газовое месторождение: Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата.
4. http://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars_/_North_Dome_Gas-Condensate_field
5. Газовое месторождение Галкыныш
6. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=IR
7. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=QA
8. Северное/Южный Парс
9. http://neftegaz.ru/tech_library/view/4336/
10. http://en.wikipedia.org/wiki/Galkynysh_gas_field
11. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-iolotan/
12. http://bgc.bg/upload_files/file/Qatar Report.pdf
13. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-pars/
Самое лучше дело для продолжительной и бесплодной нефтегазовой дискуссии сравнивать запасы разных категорий, выбирая одни оценки по минимуму, а другие по максимуму :)