Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии

На континентальном склоне материковой Азии в открытом море возле Азербайджана, Израиля, Индии и Китая имеются 46 глубоководных (> 200–2942 м) нефтяных и газовых месторождений ( в том числе 11 гигантских), запасы которых равны 1360 млн т нефти, 120 млн т газоконденсата и...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Veröffentlicht in:	Геология и полезные ископаемые Мирового океана
Datum:	2010
Hauptverfasser:	Гожик, П.Ф., Краюшкин, В.А., Клочко, В.П., Гусева, Э.Е., Масляк, В.А.
Format:	Artikel
Sprache:	Russisch
Veröffentlicht:	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України 2010
Schlagworte:	Полезные ископаемые
Online Zugang:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44831
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 3. — С. 5-19. — Бібліогр.: 35 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

_version_	1860221875489079296
author	Гожик, П.Ф. Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А.
author_facet	Гожик, П.Ф. Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А.
citation_txt	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 3. — С. 5-19. — Бібліогр.: 35 назв. — рос.
collection	DSpace DC
container_title	Геология и полезные ископаемые Мирового океана
description	На континентальном склоне материковой Азии в открытом море возле Азербайджана, Израиля, Индии и Китая имеются 46 глубоководных (> 200–2942 м) нефтяных и газовых месторождений ( в том числе 11 гигантских), запасы которых равны 1360 млн т нефти, 120 млн т газоконденсата и 2672 млрд м3 природного газа в песках, песчаниках и известняках плейстоцена, плиоцена, миоцена, мела и юры на глубинах от 900 до 7300 м. На континентальному схилі материкової Азії у відкритому морі біля Азербайджану, Ізраїлю, Індії та Китаю є 46 глибоководних (> 200 – 2942 м) нафтових і газових родовищ, у тому числі 11 гігантських, запаси яких дорівнюють 1360 млн т нафти, 120 млн т газоконденсату та 2672 млрд м3 природного газу в пісках, пісковиках і вапняках плейстоцену, пліоцену, міоцену, крейди та юри на глибинах від 900 до 7300 м. In the non insular Asia’s continental slope off Azerbaijan, Israel, India and China, there are 46 deepwater (> 200 – 2942 m) oil and gas fields involved 11 giant ones which reserves are equal to 1360 million tons of oil, 120 million tons of gas condensate, and 2672 billion m3 of natural gas in sands, sandstones and limestones of Pleistocene, Miocene, Cretaceous and Jurassic ages at the depths of 900 to 7,300 m.
first_indexed	2025-12-07T18:18:49Z
format	Article
fulltext	НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 5 ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ УДК 553.982.061.33 © П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк, 2010 Институт геологических наук НАН Украины, Киев НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ МАТЕРИКОВОЙ АЗИИ На континентальном склоне материковой Азии в открытом море возле Азербайджана, Израиля, Индии и Китая имеются 46 глубоковод� ных (> 200–2942 м) нефтяных и газовых месторождений ( в том числе 11 гигантских), запасы которых равны 1360 млн т нефти, 120 млн т газоконденсата и 2672 млрд м3 природного газа в песках, песчаниках и известняках плейстоцена, плиоцена, миоцена, мела и юры на глубинах от 900 до 7300 м. У материковой Азии – гигантский по длине и площади континенталь� ный склон, нефтегазоносность которого уже известна в Каспийском, Сре� диземном и Южно�Китайском морях, Бенгальском заливе и озере Байкал, в акватории Азербайджана, Израиля, КНР, Индии и России. На дне Байкала, где его глубина около 1100 м, исследованиями с под� водных обитаемых аппаратов «Мир» в 2008 г. выявлены газогидраты, а в 2009 г. учёным удалось увидеть активные естественные газо� и нефтепро� явления на глубине 900 м. В этом районе ещё весной 2003 г. было зафикси� ровано со спутника тёмное пятно диаметром километр на льду Байкала. Позже эхолот показал там наличие подводной аномалии: факел высотой 500 м. С помощью же «Миров» специалистам удалось увидеть, как нефть и газ по трещинам в донных осадках выходят наружу. Оседая возле воронок, тяжёлые фракции нефти образовали причудливые постройки из битума высотой до 10 м на ровном дне. Пузырьки газа, покрытые плёнкой нефти, поднимались прямо на поверхность. Всё это наблюдали Герой России Е. Чер� няев (командир «Мира�2»), микробиолог О. Шубенкова и др. После ныря� ния к бьющему нефтяному ключу корпус «Мира�2» и его балластные цис� терны пришлось долго оттирать от масляных пятен [3]. Трудно переоценить эти факты, и вот почему. Во�первых, на восточном берегу Байкала, что меж� ду устьями рек Селенга и Баргузин, имеется месторождение нефти и озо� керита в четвертичных рыхлых озёрных отложениях и архейских гней� сах, вскрытых многими шурфами и скважинами. Во�вторых, Байкал на� ходится на Алданском докембрийском кристаллическом щите, окаймля� ется его Байкальским и Баргузинским горными хребтами высотой по 2673 и 2724 м и является частью Байкальского рифтового пояса, в лерцолитах которого первичные флюидные включения содержат до 3 г/т мантийного метана. Образование этого пояса началось в олигоцене, т.е. около 30 млн лет назад, и всё ещё продолжается, о чём свидетельствует современная сей� смичность: в Байкальском рифтовом поясе время от времени и ныне про� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 6 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 исходят землетрясения. В 2008 году Байкальск потревожило семибалль� ное землетрясение [2,4]. Наибольшая часть континентального склона материковой Азии при� ходится на долю арктических и дальневосточных морей России. Их гиган� тский газонефтяной потенциал связывается с осадочной толщей Карского моря в Южнокарской депрессии, являющейся северным продолжением За� падносибирского нефтегазоносного бассейна, и с осадочными породами три� асового и палеозойского возраста Северокарской тектонической депрессии, находящейся в самой северной части Карского моря и имеющей поверхность кристаллического фундамента на глубине от 12 до 20 км. «Арктикморнеф� тегазразведка», работавшая с 1981 года в Баренцевом и Карском морях с флотом из 52�х судов (полупогружные буровые платформы, буровые и вспо� могательные суда), разбурила девять открытых там месторождений нефти и газа, выявила сейсморазведкой более 70 перспективных на нефть и газ структур и оценила их суммарные нефтегазовые ресурсы около 11 млрд т в пересчете на нефть. В Южнокарской депрессии в породах мела открыты Ленинградское и Русановское сверхгигантские газоконденсатные месторож� дения в море глубиной от 50 до 100 м севернее Обской губы и восточнее о�ва Вайгач. Эти месторождения имеют более 10 газодобывных зон и совокуп� ные извлекаемые запасы природного газа более 9 трлн м3. Осадочные бассейны моря Лаптевых, Карского, Восточно�Сибирско� го, Северо�Чукотского, Южно�Чукотского, Берингова, Охотского и Японс� кого не исследованы глубоководным (более 200 м) бурением, и их нефтега� зовый потенциал оценивается суммарно для континентального склона и шельфа, исходя из общегеологических соображений и газонефтеносности земных недр южной части Карского моря, побережья и прибрежья Анадыр� ской губы, охотского прибрежья Камчатки и тихоокеанской акватории у о� ва Сахалин. Институт «Морнефтегаз» РФ оценил запасы всех этих морей 50 млрд т в пересчете на нефть. По мнению В. Ремизова, первого заместите� ля председателя «Газпром» РФ, в подводных недрах морей у арктического побережья России запасы нефти и газа не менее 70 млрд т в пересчете на нефть, но есть и такие оценки, что подводные недра дальних северных мо� рей РФ имеют запасы природного газа, равные 46 трлн м3 [31, 32]. На западе континентальный склон Азии промышленно нефтегазоно� сен в израильском секторе Средиземного моря, где располагается часть Ле� вантинского осадочного бассейна, охватывающего Западную пустыню Егип� та, долину Нила близ его устья, северную часть Синая, Израиль, Ливан и море южнее Кипра и Крита. Левантинский, или Восточный Средиземно� морский бассейн – это богатая газонефтедобывающая область, суммарные извлекаемые запасы которой исчисляются 2055 млн т нефти и 2832 млрд м3 природного газа. Его тектоническая эволюция охватывает рифтовое растя� жение континентальной земной коры в позднем триасе – ранней юре, аль� пийскую инверсию в позднем мелу–раннем палеогене, внутриплитную пе� рестройку в позднем палеогене–миоцене, олигоцен�миоценовый рифтинг Суэцкого залива, миоценовый рифтинг Красного моря, мессинский кризис солёности и плиоценовую морскую трансгрессию. Залежи нефти и газа вы� явлены, разведуются и разрабатываются в песках и песчаниках структур НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 7 альпийской инверсии позднего мела/эоцена (антиклинальные складки так называемого «Сирийского свода»); в среднеюрских известняках и нижне� меловых песчаниках; в песках, структурно/стратиграфически или литоло� гически экранированных в палеоэрозионных врезах/подводно�морских каньонах олигоцен/миоцена; в плиоценовых базальных турбидитных пес� чаниках прибрежья Газы и Израиля, а также в среднеплиоценовых/плей� стоценовых турбидитных песчаниках прибрежья Египта. Все газовые и га� зоконденсатные месторождения, вмещаемые породами плиоцена и плейсто� цена, располагаются вблизи глубокозаложенных, почти вертикальных па� леоразломов, которые рассекают весь стратиграфический разрез. В глубо� ководной части Левантинского бассейна возле этих разломов имеются ак� тивные высачивания нефти из морского дна, а сами разломы идут снизу до дна моря, начинаясь в мезозойской толще и пересекая отложения кайно� зоя, в том числе мессинскую соль и осадки плиоцена и плейстоцена. Газо� нефтеносность Левантинского бассейна характеризуется облегчением соста� ва нефтяных, газонефтяных и газовых залежей вверх по разрезу: от нефти – к нефти и газу, к нефти, конденсату и газу, к преимущественно очень лёг� кому газу (главным образом метану) [27]. Сейчас в подводных недрах глубоководного (240–1687 м) прибрежья Израиля и Палестинской Национальной Автономии разрабатываются и разведуются три нефтяных (Манго, Ям и Ям Яфо) и восемь газовых (Газа Марин, Далит, Мари�Б, Нир, Ной, Ор, Тамар, Южный Ной) месторожде� ний, причем нефтяные выявлены в период с 1999 по 2008 г., а газовые – в 1999–2009 гг. Нефтяное месторождение Манго открыто техасской компанией «Но� убл Энерджи» из Хьюстона, США, с её израильскими партнерами («Авнер Ойл Эксплорейшн», «Делек Дриллинг», «Дор Гэс Эксплорейшн» и «Исрам� ко Негев 2») в 2008 г. 90 км запад�юго�западнее Ашкелона и 73 км морис� тее израильского побережья, в Средиземном море глубиной более 1200 м. Здесь скв. 1�Манго, пробуренная на антиклинали Сирийского свода, фон� танировала 1590 м3/сут нефти из песчаников апт – альба. Месторождение Ям выявлено 27 км юго�западнее Тель�Авива при опробовании скв. 2�Ям, фонтанировавшей 127 м3/сут нефти при испытании на приток среднеюрс� ких карбонатов, слагающих осадочную толщу другой антиклинали Сирий� ского свода. Месторождение Ям Яфо, также на одной из антиклиналей Си� рийского свода, обнаружено скв. 1�Ям Яфо, пробуренной в море 39 км се� вер�северо�западнее Тель�Авива и давшей при её испытании на приток так� же 127 м3/сут нефти из карбонатов средней юры [34]. В 1999 году были открыты первые израильские морские газовые мес� торождения – Ной, Ор и Южный Ной. Газовое месторождение Ной нахо� дится 37 км мористее Ашкелона. Оно выявлено в море глубиной 242 м сква� жиной, пробуренной на глубину 2083 м и фонтанировавшей (при её специ� ально ограниченном дебите) 935 тыс. м3/сут природного газа из песков пли� оцена и плейстоцена. Ной уже разрабатывается. Его начальные запасы, рав� ные 5,7 млрд м3, осваиваются скважинами, от которых идут подводные га� зопроводы к плавучей платформе (ПП), установленной в глубоководном га� зовом месторождении Мари�Б и обслуживающей также и месторождение ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 8 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 Южный Ной, что в море глубиной 240 м. Глубоководное (695 м) газовое месторождение Ор расположено 32 км мористее побережья Израиля, вбли� зи месторождения Мари�Б, и выявлено одной из скважин, фонтанировав� шей 595 тыс. м3/сут газа при специально ограниченном дебите. 2000 г. – это год открытия еще трёх глубоководных газовых место� рождений Израиля. Ими являются месторождения Газа Марин, Мари�Б и Нир. Первое из них, содержащее от 28 млрд до 42 млрд м3 природного газа в песках плиоцена и плейстоцена толщиной 37 м, разведуется 36 км запад� нее Газы в море глубиной 603 м компаниями «Бритиш Гэс» («БГ») и «Кон� солидейтед Контрэкторз». «БГ» подсчитала запасы газа в Газа Марин, про� должает его разведку и по соглашению с властями Палестинской Нацио� нальной Автономии начала готовить Газа Марин к промышленной разра� ботке. «Ноубл Энерджи» 24 км мористее израильского побережья пробу� рила скв. 1�Мари�Б, обнаружила под толщей морских вод глубиной 243 м газовое месторождение Мари�Б с начальными извлекаемыми запасами при� родного газа 32 млрд м3 в плиоценовых и плейстоценовых песках. Мари�Б уже разрабатывается. В 2004 г. оно давало 4,8 млн м3/сут природного газа и будет до 2017 года давать столько же вместе с газодобычей из месторож� дений Ной и Южный Ной. Газовое месторождение Нир, содержащее ещё не опубликованные запасы газа в тех же песках, как и в месторождениях Мари� Б и Ной, находится аналогично с ними 24–37 км мористее Ашкелона и 64 км юго�восточнее морской границы между Израилем и Кипром [5]. Наибольшим же успехом глубоководная газоразведка в израильском секторе Средиземного моря увенчалась в 2009 году, когда были пробурены скв. 1�Тамар, 2�Тамар и 1�Далит, приведшие к открытию месторождений Тамар и Далит, каждое из которых может снабжать газом Израиль в течение 20 лет. Так, 88 км запад�северо�западнее Хайфы в 2009 г. «Ноубл Энерджи» пробурила в море глубиной 1677,5 м скв. 1�Тамар. Она достигла глубины 4903 м, вскрыла газодобывную зону толщиной 140 м из трёх высококаче� ственных песков в подсолевом разрезе нижнего миоцена, содержащего от 142 млрд до 850 млрд м3 природного газа, фонтанировала 850 тыс. м3/сут газа при специально ограниченном дебите и может быть сдана в эксплуатацию с рабочим дебитом 4248 тыс. м3/сут газа из самого нижнего песка толщиной 18 м [28]. В том же году «Ноубл Энерджи» пробурила в море глубиной 1687 м и 5,5 км северо�восточнее скв. 1�Тамар скв. 2�Тамар глубиной 5148 м. Эта скважина на крыле антиклинали вскрыла те же три газоносных песка в подсолевой толще нижнего миоцена и дала возможность установить, что в месторождении Тамар суммарные начальные извлекаемые запасы газа рав� ны 178,5 млрд м3 природного газа, которых хватит на 20 лет снабжения Израиля природным газом [19]. В 2009 году «Ноубл Энерджи» вместе с её партнёрами сообщила об ещё одном гигантском газовом месторождении Далит в экономической зоне Из� раиля,открытом скв. 1�Далит глубиной 3660 м. Она пробурена в море глу� биной 1372,5 м, находится в 48 км от берега и вскрыла газодобывную зону толщиной 33,5 м в высококачественном песке подсолевого разреза нижне� го миоцена, откуда при специально ограниченных технологических услови� ях фонтанировала 935 тыс. м3/сут газа, но может давать и 5664 тыс. м3/сут. НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 9 Начальные извлекаемые запасы природного газа в Далит сначала оцени� вались 14,2 млрд м3, газодобыча намечена на 2012 г., но, согласно [25], полагают, что запасов Далит, как и запасов Тамар, хватит для разработки на 20 лет [19]. Частная израильская энергетическая компания «Далия Пауэр Энерд� жис» подписала в декабре 2009 г. письмо о намерении покупать природ� ный газ из месторождения Тамар, приобретя лицензию для строительства работающей на газе тепловой электростанции (ТЭЦ) в Израиле, что запла� нировано на начало 2013 г. За $ 1 млрд «Ноубл Энерджи» поставит «Да� лии» 5,674 млрд м3 газа по 17�летнему контракту. Объемы продажи при� родного газа из Тамар могут быть увеличены до 20 млрд м3 в зависимости от конечного размера и мощности этой ТЭЦ. «Ноубл Энерджи» с её паем в 36 %, а также её партнеры «Исрамко Негев 2» (28,75 %), «Делек Дриллинг» (15,625), «Авнер Ойл Эксплорейшн» (15,625) и «Дор Гэс Эксплорейшн» (4 %), ведут переговоры и с другими возможными газопотребителями, пла� нируя начать продажу тамарского природного газа в 2012 г. [20]. Таким образом, на континентальном склоне Азии в израильском сек� торе Средиземного моря открыто 11 глубоководных (240–1687 м) место� рождений нефти и газа на глубине до 2083–5148 м с суммарными извле� каемыми начальными запасами природного газа, равными 436,7 млрд м3 в песках плейстоцена, плиоцена и нижнего миоцена, и неопубликованны� ми запасами нефти в песчаниках апт–альба и среднеюрских карбонатах. Скважины упомянутых месторождений, среди которых два гигантских – Далит и Тамар, фонтанируют от 127 до 1590 м3/сут нефти и от 595 тыс. до 5664 тыс. м3/сут газа. Континентальный склон Азии уникально нефтегазоносен в азербай� джанском секторе Каспийского моря, и перспективы развития нефтегазо� вой промышленности Азербайджана на 20–30 ближайших лет уже свя� зываются не с освоением земных недр его суши, а с разработкой четырёх глубоководных (200–600 м) каспийских гигантских месторождений: Азе� ри (им. 26 Бакинских Комиссаров), Гунешли (им. 28 Апреля), Чираг (им. Каверочкина) и Шах Дениз (Шах�море), нефть, газ и газоконденсат которых залегают на глубине до 7300 м в песках и песчаниках плиоцена Южнокаспийской впадины. Три первых из них в крупных антиклиналях, отделённых друг от друга впадинами с грязевыми вулканами на морском дне, располагаются 85–115 км восток�юго�восточнее Баку, а Шах Дениз – 70 км южнее Баку, в Каспии глубиной от менее 200 до 300 м (Азери), от менее 100 до 300 м (Гунешли), от 200 до 220 м (Чираг) и от менее 100 до 600 м (Шах Дениз). Нефтяное месторождение Азери, начальные извлекаемые запасы ко� торого около 225–250 млн т, открыто в 1987 году. Его полномасштабная разработка началась только недавно с приходом в Азербайджан «Бритиш Петролеум», «Статойл» и других, имеющих технические средства, день� ги и опыт освоения нефтяных и газовых месторождений в морях глуби� ной более 200 м. Нефтяное месторождение Гунешли, открытое в 1979 г. и содержащее начальные извлекаемые запасы нефти 225 млн т, начало разрабатываться ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 10 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 в 1982 г. с помощью неплавучей платформы (НП), установленной в море глубиной до 120 м, и пробуренных с неё наклонных эксплуатационных сква� жин. Сейчас имеются более 12 аналогичных НП, благодаря которым с сере� дины 1980�х годов Гунешли давало 15 900 т/сут, что составляло тогда око� ло 90 % всей добывающейся в Азербайджане нефти. Нефтяное месторождение Чираг, выявленное в 1985 г. и ныне имею� щее начальные извлекаемые запасы нефти, равные 510 млн т в тех же пли� оценовых песках и песчаниках на глубине до 2960 м, как и в месторожде� ниях Азери и Гунешли, введено в разработку только в 1997 году, и этому способствовали техника, деньги, технология и опыт глубоководных нефте� газопоисковых и нефтегазодобывных работ западноевропейских нефтяных компаний. Дебит каждой эксплуатационной скважины в месторождениях Азери, Гунешли и Чираг достигает 815 т/сут [1]. До начала бурения в Шах Дениз его запасы прогнозировались в пре� делах от 685 млн до 825 млн т нефти, но бурение первых скважин вскры� ло две газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками в песках с хо� рошими ёмкостными свойствами. Скв. 2�ШД�Экс, пробуренная «БП» в 2000 г. на глубину 5892 м, фонтанировала 1785 тыс. м3/сут природного газа и 520 м3/сут конденсата из плиоценовых песков свиты Фазила на штуцере 19 мм и при давлении 43,2 МПа на головке скважины, а также 1700 тыс. м3/сут газа и 495 м3/сут конденсата из песков VII горизонта балаханской свиты плиоцена на штуцере 20,5 мм и давлении 33,7 МПа на головке скважины. Суммарные начальные извлекаемые запасы только двух этих толщ песков оцениваются 459 млрд м3 природного газа, 120 млн т конденсата и около 175 млн т нефти. В декабре 2006 г. началась опытно�промышленная, а с марта 2007 г. и стационарная добыча природного газа из первых четырёх скважин, пробу� ренных на северном крыле Шах Дениз, а также поиски и разведка залежей нефти и газа в более глубоко залегающей осадочной толще этого месторож� дения. В 2007 г. «БП» открыта новая, ещё более глубокая залежь газа, не� фти и конденсата антиклинали Шах Дениз скважиной 1�ШД�Экс. Она про� бурена на рекордную для Каспийского региона глубину более 7300 м в юго� западной части месторождения Шах Дениз, выявила нефть, газ и конден� сат в тех же плиоценовых песках свиты Фазила и VII горизонта балаханс� кой свиты, фонтанируя из них 991 тыс. м3/сут природного газа при специ� ально ограниченном дебите скважины. Эту залежь будут разведывать и го� товить к разработке в течение нескольких ближайших лет [1, 9]. Извлекаемые начальные суммарные запасы Шах Дениз на площади 860 км2 сейчас равны более 1,3 трлн м3 природного газа, 120 млн т конден� сата и 175 млн т нефти. Идёт первая фаза разработки, обеспечившая добы� чу 5885 м3/сут конденсата и 8495 тыс. м3/сут газа (8,6 млрд м3/год газа). Предусмотрена и вторая фаза разработки Шах Дениз, которая будет давать ещё 8,6 млрд м3/год газа или больше. С 2012 г. в Шах Дениз начнет осуще� ствляться и проект максимальной газодобычи не менее 73,632 млн м3/сут газа, на что планируется потратить $ 10 млрд. Сейчас добыча в Шах Дениз идёт к установленной в море глубиной 105 м НП, получающей продукцию из 17 скважин, отправляющей газ по подводному газопроводу диаметром НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 11 660,5 мм, а конденсат по подводному трубопроводу диаметром 304,8 мм на побережье в Сангачалы, где газ после его обработки на газоперерабатываю� щем заводе подаётся в Южно�Кавказский экспортный газопровод и через Тбилиси транспортируется в объеме 8,49 млн м3/сут в турецкий Эрзерум. Конденсат после его отделения от газа на терминале в Сангачалы экспорти� руется вместе с азербайджанской нефтью в турецкий средиземноморский порт Джейхан по экспортному нефтепроводу из Баку через Тбилиси и далее по территории Малой Азии, охраняясь там специальной войсковой груп� пой из США численностью 14 тысяч человек от терактов курдских и иных боевиков [6, 9, 13]. В общем, здесь, на континентальном склоне Азии в азербайджанском секторе Каспийского моря разрабатываются четыре гигантских глубоко� водных (от более 200 до 600 м) месторождения, суммарные начальные из� влекаемые запасы которых исчисляются 1,3 трлн м3 природного газа, 120 млн т конденсата и 1160 млн т нефти в плиоценовых песках и песчани� ках, откуда с глубины от 2960 до 7300 м каждая из скважин фонтанирует до 815 т/сут нефти, 495–520 т/сут конденсата и по 991–1785 тыс. м3/сут природного газа. Богатой запасами нефти и природного газа оказалась толща третич� ных и меловых песков, песчаников и известняков, разбуренных скважина� ми на континентальном склоне материковой Азии в Бенгальском заливе Индийского океана, где первое глубоководное нефтегазовое месторождение было выявлено ещё в 1976 г. возле Андаманских о�вов. Пробуренная там тогда одной из американских нефтяных компаний глубоководная (802 м) скв. 1�Би�9�Даблъю вскрыла 71�метровую толщу третичных газонасыщен� ных песков (согласно каротажу) с пятнами нефти в их кернах. К сожале� нию, аварийное состояние ствола скважины не позволило тогда провести в ней испытания на приток нефти и газа из упомянутых песков [1], и к изуче� нию газонефтяного потенциала континентального склона в Бенгальском за� ливе вернулись только 20�ю годами позднее и только благодаря действиям Генерального Директората по углеводородам Министерства нефти и при� родного газа Индии. Этот Директорат в 1997 и снова в 1999 г. инициировал проведение работ, в результате которых на глубоководных площадях вдоль восточного побережья Индии были выявлены и закартированы грави�, маг� нито� и сейсморазведкой особенности геологического строения и многие специфические объекты поиска и разведки нефти и природного газа. Исхо� дя из этого, была подготовлена Директоратом карта перспектив нефтегазо� носности вдоль западного берега Бенгальского залива и сделана прогноз� ная (при 50 %�ной её вероятности) оценка запасов нефти и газа на уровне 960 млн т в пересчете на нефть для осадочной толщи континентального скло� на в индийском секторе залива [10]. Сейчас здесь выявлены, разведуются и разрабатываются 26 глубоко� водных месторождений, в том числе два нефтяных (МА�Д�6 и 36�Дирубай), восемь газонефтяных (Дискавери�М, 1�Джи, 1�1�КД, 5�Ди�СиЮ и четыре пока безымянных), 15 газовых (Аннапурна, ДжиСи�15, ДжиСи�29, Диру� бай, Дискавери�П, Дурга, Канака, Кластер�Н, Кришна Годавари, 1�А, 1�А� БА, 1�М, 1�Ф, Падмавати и безымянное) и одно газоконденсатное (1�МА) в ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 12 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 осадочных бассейнах Ковери и Кришна Годавари, что на западной границе Бенгальского залива. До 2003 г. поисковое бурение на нефть и газ велось только на неболь� ших участках двух блоков, где первое глубоководное (900 м) газонефтяное месторождение 1�Джи, открытое в 1999 г. компанией «Ойл энд Нейчрл Гэс» («ОНГ»), с 2004 года уже разрабатывается двумя скважинами. Одна из них даёт 398 м3/сут нефти, а другая – 1,5 млн м3 природного газа. В 2000 г. эта же компания пробурила на соседней площади, где глубина залива 845 м, скв. 1�1�КД, открывшую здесь одноименное газонефтяное месторождение. А нефтяная компания «Кэйрн Энерджи» («КЭ»), пробурившая с бурового судна «Энерджи Сёрчер» свою поисковую скважину в Бенгальском заливе глубиной 601 м, испытала в ней на приток третичные турбидитные пески, в результате чего и здесь было открыто глубоководное газовое месторожде� ние. В 2002 г. глубоководный (1100 м) Блок КГ�ДВН�98/2 того же осадоч� ного бассейна Кришна Годавари также стал объектом нефтегазоразведки. Бурением пяти поисковых и разведочных скважин обнаружено и оконту� рено газовое месторождение Аннапурна. Примерно тогда же и в том же ли� цензионном блоке бассейна Кришна Годавари были пробурены другие сква� жины, которые открыли газовые глубоководные месторождения Дискаве� ри�П и Кластер�Н, а скв. 1�ДВН�М�1�СТ – газонефтяное глубоководное мес� торождение Дискавери�М. В 2003 г. самым глубоководным газовым месторождением бассейна Кришна Годавари было месторождение 1�Ф, выявленное скважиной под водами Бенгальского залива глубиной 1756 м и 10 км восточнее гигантско� го газового (198 млрд м3) глубоководного (500–560 м) месторождения 1�А. На глубине 3630 м скв. 1�Ф вскрыла 27�метровую эффективно газонасыщен� ную зону третичных турбидитных песков и на штуцере 20 мм фонтаниро� вала из этой зоны 1161 тыс. м3/сут природного газа, будучи испытана на приток трубным пластоиспытателем в обсадной колонне. Нефтяная компа� ния «РИ» («Рилайэнс Индастри») готовила тогда к разработке и гигантс� кое газовое (198 млрд м3) глубоководное месторождение Кришна Годавари. Его природный газ залегает в третичных турбидитных песках и готовится к добыче 25�ю эксплуатационными скважинами, которые бурятся в заливе глубиной от 400 до 2000 м. К середине 2003 г. в Бенгальском заливе, в осадочном бассейне Криш� на Годавари у восточного побережья Индии насчитывалось 9 глубоковод� ных месторождений. Это – три газонефтяных (Дискавери�М, 1�Джи и КД� 1�1), шесть газовых (Аннапурна, Дискавери�П, Кластер�Н, Кришна Года� вари, 1�А и одно безымянное). Земные недра этих месторождений содержат около 400 млрд м3 природного газа, но могут оказаться в 2–3 раза богаче после детального подсчета запасов, бурения новых скважин и опытно�про� мышленной разработки всех открытых залежей [1]. Компания «Кэйрн Энерджи Индия» («КЭИ») разбурила блок КГ�ДВН� 98/2 и открыла там глубоководные газовые месторождения Канака, Дурга и Падмавати с геологическим ресурсом в 28,3 млрд м3 газа. Сразу же после этого «КЭИ» разбурила и глубоководный блок КГ�ДВН�98/3, результатом чего было открытие месторождения Дирубай с геологическими запасами газа 113– НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 13 142 млрд м3, и ожидаемым рабочим дебитом скважин – по 1133 тыс. м3/сут газа в каждой. Скв. 1�Дирубай встретила 140 м эффективно насыщенной газом толщи внутри 340�метровой пачки песков. За этим последовали ещё четыре открытия в том же блоке и в тех же литофациях континентального склона, т.е. в многоэтажной толще ископа� емых каналов�промоин, конусов и фестонов выноса осадков и т.д., где неф� тегазоносные породы – это эоценовые пески и песчаники турбидитного ге� незиса; карбонаты и песчаники турбидитного и оползневого характера в эоцен�миоценовой зоне ископаемых промоин, эоценовые карбонатные по� стройки и оползни, эоцен�олигоценовые песчаники заполнения древних каналов�промоин, а также миоценовые, плиоценовые и современные пес� чаные заполнения ископаемых промоин с активными выходами газа на дне залива. Нефтегазоносными же структурами являются миоценовые, олиго� ценовые и эоценовые антиклинали, горсты, вулканические поднятия и структурные выступы [10]. Извлекаемые запасы – 340–396 млрд м3 газа только на 20 % площади этого блока. В 2004 г. глубоководная нефтегазоразведка в Бенгальском заливе про� должалась Индией в Блоках Д�6 и НЭК�25 бассейна Кришна Годавари. Поис� ковая скв. 1�М, что 19 км юг�юго�восточнее глубоководного месторождения Дирубай, встретила один из самых мощных и эффективно газонасыщенных разрезов в Блоке Д�6. Первооткрывательница�скв. 1�М прошла по осадочной толще 1327 м в заливе глубиной 2942 м, вскрыла продуктивную зону тол� щиной 155 м и из пласта толщиной 6 м фонтанировала 671 тыс. м3/сут газа. Скв. 1�М является 11�й по счету скважиной, пробуренной в блоке Д�6 пло� щадью 7600 км2. Всё бурение пока выполнено на первых 1800 км2, т.е. пока менее чем на 20 % площади этого блока. Ещё 2500 км2 сейсмики 3 D уже обрабатываются и вскоре будут готовы [30]. Одна из государственных фирм Индии получила в 2005 г. от прави� тельства шт. Андхра Прадеш разрешение на разработку глубоководного (135–500 м) газового месторождения 1�Джи. Оно открыто скв. 1�Джи, фон� танировавшей 2832 тыс. м3/сут природного газа. Для разработки необхо� димо пробурить пять эксплуатационных скважин [23]. Государственная компания «ОНГК» опробует второе глубоководное открытие газа в бассейне Кришна�Годавари, сделанное скв. 1�А�БА на структуре площадью 9 км2 в Блоке КГ�ОС�ДДаблъю�IV Бенгальского залива глубиной 553 м, что 30 км мористее Амалопурама и 75 км мористее Какинады. Глубина скважины – 2449 м, и вскрыта газодобывная зона из многих пластов песчаного запол� нения палеопромоин�каналов в интервале глубин 1962–2182 м. «ОНГК» в 2005 г. заявила, что будет разрабатывать глубоководные газовые место� рождения 1�Джи, ДжиСи�15 и ДжиСи�29 так, что из двух первых будет добываться совокупно 1985 тыс. м3/сут газа. Разбуренные, а также кате� гории С2 запасы в Блоках Г�1, КГ�ОС�ДДаблъю�IV и КГ�ДДаблъюН�98/2 оцениваются равными 113 млрд м3 газа. Для сравнения напомним, что Индия имеет 285 млрд м3 извлекаемого газа в группе месторождений Бас� сейн, открытых мористее Мумбея (Бомбея) в 1976 г. и 96 млрд м3 газа в крупнейшем ее неморском месторождении Гандар, открытом в 1983 г. в бассейне Камбей [26]. ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 14 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 Поисковая скв. 1�МА, принадлежащая компании «Рилайэнс�Нико», прошла 3783 м до забоя, вскрыв нефтедобывную зону толщиной 26 м и га� зодобывную зону толщиной 72 м в меловых отложениях Блока Д�6 бассей� на Кришна�Годавари. Эта скважина в 2006 г. фонтанировала 1065 м3/сут нефти и 310 тыс. м3/сут газа из нефтяной зоны на штуцере 25,4 мм при давлении фонтанирования 9,6 МПа на головке скважины. Верхняя бога� тая газом зона при её опробовании на штуцере 31,8 мм и при давлении 11,3 МПа дала 906 тыс. м3/сут газа и 536 м3/сут конденсата. Оба опробо� вания ограничены оборудованием, но дебиты этих фонтанов и результаты изучения керна указывают на превосходные коллекторские свойства неф� тегазоносных пород мелового возраста и открытие здесь новой, нефтяной провинции [18]. «РИ» и «Нико Рисосис Лтд» («НР») удвоили в 2006 г. мощность обус� тройства для добычи газа из месторождения Дирубай. Перепроектирован� ное будет давать 79,3 млн м3/сут и даже 119 млн м3/сут газа. Общие геоло� гические запасы природного газа в Блоке Д�6 (т.е. в Блоке КГ�ДУН�98/3) – на уровне 340 млрд м3. Газ здесь, в Бенгальском заливе глубиной 400– 2700 м в 40–60 км юго�восточнее Какинады, залегает в песках и песчани� ках плейстоцена, плиоцена, миоцена и мела. Скв. 1�М пробурена на мело� вые отложения и нашла углеводороды в этой толще. «Рилайенс» и «Нико» спешат оценить геологические запасы газа в этих отложениях на базе дан� ных бурения, опробования и интегрирования результатов с данными сейс� моразведки 2 D и 3 D в Блоке Д�6 [18, 21]. В 2007 году «Рилайенс Индаст� рис» сделала в Блоке СиЮ�ДиДаблъю�2001/2 нефтяное и газовое открытие в глубоководном секторе бассейна Ковери, у юго�восточного побережья Индии, скв. 5�ДиСиЮ, давшей при её освоении 159 м3/сут нефти и 850 тыс. м3/сут природного газа. Эта скважина пробурена на глубину 1201 м в Бенгальс� ком заливе глубиной 220 м [21]. «Рилайэнс Петролеум» в глубоководной части бассейна Кришна Годавари открыла нефть в Блоке КГ�ДДаблъю Н�98/1 (Блок КГ�Д�4), где скв. 36�Дирубай опробовала 95 м3/сут нефти из 20�метровой зоны в мезозое на глубине 3597,5 м. Эта скважина пробурена в Бенгальском заливе глубиной 565,5 м [7]. В 2008 г. на пик газонефтедобычи (9539 м3/сут нефти и 2,832 млн м3/сут газа) выведено глубоководное (1150 м) месторождение МА�Д�6, а в 2009 г. и месторождение Дирубай. Первое из них даёт нефть и газ на судно�ПП с нефтехранилищем ёмкостью 207 тыс. м3, а второе, находящееся в Бенгаль� ском заливе глубиной 400–2700 м на расстоянии 40–60 км юго�восточнее Какинады, что на западном побережье залива, содержит извлекаемые за� пасы 340 млрд м3 газа. Освоение месторождения Дирубай обошлось в $ 5,2 млрд [22]. В общем же, на континентальном склоне Азии в двух осадочных бас� сейнах Ковери и Кришна Годавари, что у побережья Индии в Бенгальском заливе, выявлены, разведуются и разрабатываются 26 глубоководных (220� 2942 м) газовых, газоконденсатных, газонефтяных и нефтяных месторож� дений, в том числе три гигантских газовых – Дирубай (340 млрд м3 газа), Кришна Годавари (198 млрд м3) и 1�А (198 млрд м3). Запасы нефти глубо� ководья ещё не опубликованы, а начальные суммарные извлекаемые запа� НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 15 сы здесь природного газа исчисляются более 765 млрд м3. Нефть и газ зале� гают в песках, песчаниках и известняках третичного и мелового возраста на глубине от 1201 до 4269 м, откуда скважины индивидуально фонтани� руют от 671 тыс. до 2832 тыс. м3/сут газа, от 95 до 1065 м3/сут нефти и до 536 м3/сут конденсата. Ещё одним местом поисков, разведки и разработки залежей нефти и природного газа в осадочной толще на континентальном склоне материко� вой Азии является восточная часть Южно�Китайского моря, где в грани� цах экономической зоны КНР осваиваются на континентальном склоне пять глубоководных (311–1500 м) месторождений (Ливань, Люфен, Люхуа�11, Люхуа�29 и Люхуа�34) газа, газоконденсата и нефти. Их открытие, окон� туривание, оценка и подготовка к газонефтедобыче в море между о�вом Хай� нань и Гонконгом, в осадочном бассейне устья р. Сицзян, обусловлены ра� ботой американских нефтяных компаний «Амоко Ориент Петролеум Лтд.», «Амоко Петролеум», «Керр�МакГи Люхуа Лтд.» и «Оксидентл Петролеум», британской «Бритиш Петролеум», канадских «Хаски Ойл Чайна Лтд» и «Хаски Энерджи Инкорп.», норвежской государственной «Статойл», ки� тайской государственной «Чайна Нэйшнл Оффшор Ойл Ко.», а также ки� тайской частной «Чайна Оффшор Ойл Наньхай Ист». Глубоководное (311 м) гигантское (200 млн т) нефтяное месторожде� ние Люхуа�11, открытое 240 км юго�восточнее Гонконга в 1987 г., разраба� тывается с 1995 г. китайской «Чайна Оффшор Ойл Наньхай Ист» совмест� но с «Амоко Ориент Петролеум» и «Керр�МакГи Люхуа Лтд». Нефть зале� гает на глубине 900 м в миоценовых карбонатах с неоднородной пористос� тью и непостоянной проницаемостью, а нефтяные залежи характеризуют� ся активным водонапорным режимом. Люхуа�11 находится у о�ва Хайнань. В течение первых восьми лет добыча нефти упала до тревожного уровня, а обводнённость добываемой нефти увеличилась значительно. Без новых тех� нологий всё должно было бы закончиться к 2002 г., но КНР предприняла уплотняющее бурение скважинами отдаленного достижения, охватив ими ранее считавшуюся непромышленной залежь нефти Люхуа�11�1�3 на вос� точной периклинали удлинённой, вытянутой с запада на восток, антикли� нали Люхуа. Разработка западной части месторождения велась «БП�Амо� ко» и КНР с марта 1996 года 25�ю скважинами с горизонтальными приза� бойными стволами и двумя ПП – судном «Наньхай Тяо Чжань» (для буре� ния и обслуживания эксплуатационных скважин с электропогружными насосами во всех 25 скважинах) и судном «Наньхай Шен Ли» (для обработ� ки, хранения и отгрузки нефти). Коллекторами нефти являются карбона� ты миоцена толщиной около 7 м с тонкими слоями нефтеносных зон, хоро� шо развитыми в них разломами и трещинами. Коэффициент нефтеотдачи здесь всего 0,08 из�за очень большой вязкости нефти. Обводнённость про� дукции достигла уже 90 %. Всё это – в западной, главной части месторож� дения, разбитого многими разломами [1, 35]. В 1997 г. «Статойл» начала добывать нефть из месторождения Люфен, находящегося в том же осадочном бассейне устья р. Сицзян, в Южно�Ки� тайском море глубиной 330 м. Люфен открыто «Оксидентл Петролеум» в 1989 году. Нефть залегает в миоценовом известняке, парафинистая с низ� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 16 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 кой температурой застывания и добывается благодаря инновационной тех� нологии нефтедобычи [1]. «Статойл» пробурила за 11 месяцев начиная с февраля 2004 года в трёх скважинах из пяти «сайдтрэкки» (наклонные скважины из той же точки, как и основные вертикальные скважины), и Люфен сейчас даёт 7950 м3/сут нефти на ПП�судно «Мунинь», имеющее нефтехранилище и всё для отгрузки нефти на танкеры. Ожидается, что неф� тедобыча должна стабилизироваться на уровне 1590–3180 м3/сут и что её будут получать, надеясь довести коэффициент нефтеотдачи до 0,4 от ны� нешнего 0,32. Люфен уже дало более 5 млн т нефти, т.е. на 1,64 млн т боль� ше, чем предполагалось. 75 % интереса – у «Статойл», 25 % – у китайской государственной «Чайна Нейшнл Оффшор Ойл Корп.» [33]. В 2006 г. «Хаски Ойл Чайна Лтд» сообщила об открытии её скв. 3�1�1� Ливань, пробуренной в глубоководье (1500 м) Южно�Китайского моря до забоя на глубине 3843 м, гигантского месторождения Ливань. Оно находит� ся в осадочном бассейне устья р. Сицзян, 330 км восточнее о�ва Хайнань, и содержит извлекаемые запасы природного газа, равные 170 млрд м3 в не� драх крупной структуры с ловушкой площадью 60 км2 и газодобывной зо� ной толщиной 56 м в двух пластах песчаника с пористостью, в среднем, 20 %. Ближайший газопровод – это подводный трубопровод длиной 705 км и диаметром 711 мм, идущий в Гонконг от мелководного газоконденсатно� го месторождения Яченг, что невдалеке от месторождения Ливань [14]. В 2009 г. ультраглубоководное месторождение Ливань подтверждено его раз� ведкой: скв. 3�1�2�Ливань, пробуренная на глубину 3887 м в море глуби� ной 1345 м, вскрыла газодобывную зону миоценовых песчаников толщи� ной 36 м и фонтанировала 1,5 млн м3/сут газа при специально ограничен� ных условиях, хотя может давать и 4,3 млн м3/сут природного газа [15]. «Хаски Энерджи Инкорп.» пробурила в 2009 г. ультраглубоководную (1145 м) скважину на расстоянии 23 км северо�восточнее месторождения Ли� вань, открыв месторождение Люхуа�34. Эта скважина вскрыла газоносные пески третичного возраста, имеющие значительную толщину и превосходные ёмкостные свойства, и из этих песков фонтанировала 1560 тыс. м3/сут при� родного газа с большим содержанием в нём конденсата. В начале 2010 года ПП «Уэст Геркулес» здесь забурена и первая разведочная скважина. Мес� торождение Люхуа�34 будет подключено к инфраструктуре месторождения Ливань,технологический проект разработки которого уже готов. Ливань и Люхуа�34 будут разрабатываться сообща, и китайская государственная «Чайна Нэйшнл Оффшор Ойл Ко.» имеет 51 %�ный пай в разработке каж� дого из этих двух месторождений [16]. 20 км северо�восточнее месторождения Люхуа�34 и 43 км северо�вос� точнее месторождения Ливань компанией «Хаски Энерджи» в 2010 г. от� крыто глубоководное (723 м) месторождение Люхуа�29. Первая здесь скв. – Люхуа�29�1 в самом глубокозалегающем третичном песчанике обнаружи� ла нефть, а выше по разрезу – газодобывную зону из нескольких песков свод� ной толщиной 145 м, откуда при специально ограниченном дебите фонта� нировала 1617 тыс. м3/сут природного газа высокого качества, а при нор� мальных условиях будет давать 2553 тыс. м3/сут газа. Люхуа�29 готовится к разведке с помощью ПП «Уэст Геркулес» и разработке в тандеме с место� НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 17 рождением Люхуа�34, а добыча газа из этих двух месторождений начнется в 2013 г. с использованием инфраструктуры месторождения Ливань [17]. Таким образом, на континентальном склоне материковой Азии в Южно�Китайском море в пяти глубоководных (311–1500 м) месторождени� ях, находящихся в песках, песчаниках и известняках третичного возраста выявлено более 205 млн т нефти и более 170 млрд м3 природного газа. С глу� бины от 900 до 3887 м, скважины индивидуально добывают либо по несколь� ко десятков тонн нефти в сутки, либо от 1500 тыс. до 1617 тыс. м3/сут при� родного газа. Гигантскими являются здесь только два месторождения – Люхуа�11, содержащее в своих недрах 200 млн т нефти, и Ливань, запасы которого равны 170 млрд м3 газа. В Чёрном море континентальный склон как Азии, так и Европы пока осваивается только Россией и только посредством строительства и эксплуа� тации на этом склоне подводных газотранспортных систем (ПГС) «Голубой Поток» и «Южный Поток». Первая из них транспортирует российский при� родный газ в Турцию, а вторая будет транспортировать его соответственно из Джубги и Берегового, что возле Новороссийска, в турецкий морской порт Самсун и болгарский порт Варна. Длина первого газопровода, в 2002 году уложенного трубоукладочной баржей «Сайпем 7000» в Чёрном море глуби� ной 2104.5 м, – около 378 км, а второго, уложенного на дно, где максималь� ная глубина моря 2152 м, – около 384 км [29]. ПГС «Голубой Поток» – одна из самых вызывающе дерзких в мире: пересекает крутые подводные склоны, проходит по дну моря глубиной до 2152 м и находится в морской воде, насыщенной сероводородом. ПГС «Го� лубой Поток» состоит из двух подводно�донных газопроводов диаметром по 609,6 мм с толщиной их стенок 31,75 мм и компрессорных станций, кото� рые гонят газ под давлением 25 МПа. Самая крупная в мире американская нефтяная компания «ЭксонМо� бил» во второй половине 2008 г. подписала с турецкой государственной ком� панией «ТПАО» соглашение о совместной (50:50) работе по поиску и развед� ке залежей нефти и природного газа в подводных недрах континентального склона Азии на площади двух глубоководных лицензионных блоков в чер� номорском прибрежье Турции. Нефтегазоразведка охватит Самсунский Блок площадью 8500 км2 и восточную часть Блока 3924 площадью 21 тыс. км2. Оба этих блока – в море глубиной 2000 м, отделяются друг от друга участ� ком, принадлежащим «ТПАО» и бразильской государственной нефтяной компании «Петробраз». В 2009 г. всё для «ЭксонМобил» и «ТПАО» должно было быть готово, чтобы начать агрессивную газонефтеразведку в упомя� нутом турецком глубоководье [12]. Бурение в море глубиной 2000 м требует очень много денег, мощных буровых судов или массивных полупогружных буровых платформ (ПП) с растянутыми опорами, буровой вышкой высотой 40–62 м, многоэтажны� ми жилкомплексом и технологическими палубами значительной высоты, вертолётной площадкой и др. Таких буровых судов или ПП ни у Турции, ни у других стран Черноморья нет сейчас и никогда не было раньше, но они имеются у многих американских, британских, норвежских и других фирм, которые сдают их в аренду. Некоторые из таких буровых судов и ПП сейчас ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 18 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 работают в глубоководном прибрежье Египта и Израиля, будучи зафрахто� ваны компаниями «Бритиш Гэс», «Ноубл Энерджи» и др. Приобрести или арендовать такие плавучие самодвижущиеся (БС) или буксируемые (ПП) буровые морские станки для бурения в турецком глубоководье не проблема у «ЭксонМобил». Проблема в другом: как провести их через Дарданеллы и Босфор, если высота этих БС и ПП более 60 м, а их осадка более 10–15 м. Правительство Турции представило в МОСМ на рассмотрение и утвер� ждение проект новых правил движения судов через Босфор и Дарданеллы. В частности, п. 3 этого проекта предписывает: – проход через Босфор и Дарданеллы судов длиной более 200 м или же с осадкой более 15 м является неуместным и нежелательным. Такие суда должны проходить по этим проливам лишь в дневное время с предписан� ным количеством буксиров. Запрос на проход должен быть заблаговремен� но, до намеченного прохода через проливы, послан мореходной админист� рации Турции. Босфор и Дарданеллы могут быть закрыты для движения всех судов на время прохождения крупного судна. Ужесточенные нормы, касающиеся буровых судов, предусмотрены также для условий видимости, скорости течений и т.д. В общем и целом, на континентальном склоне материковой Азии вы� явлены, разведуются и разрабатываются 46 глубоководных (> 200–2942 м) месторождений газа, конденсата и нефти (в том числе 11 гигантских), сум� марные начальные извлекаемые запасы которых равны 1360 млн т нефти, 120 млн т конденсата и 2672 млрд м3 природного газа. На глубине от 900 до 7300 м они залегают в песках, песчаниках и известняках плейстоцена, пли� оцена, миоцена, апт–альба и средней юры, откуда скважины фонтанируют индивидуально от 95 до 1590 м3/сут нефти, от 495 до 520 м3/сут конденса� та и от 595 тыс. до 5664 тыс. м3/сут природного газа в пяти осадочных бас� сейнах – Ковери, Кришна Годавари, Левантинском, устья р. Сицзян и Южно�Каспийском, находящихся в морских экономических зонах Индии, Израиля, КНР и Азербайджана, соответственно в Бенгальском заливе, Сре� диземном, Южно�Китайском и Каспийском морях. 1. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. Гигантские ресурсы нефти и газа кон� тинентального склона Евразии // Геол. журн. – 2004. � № 1. – С. 9�20. 2. Краюшкин В.А. Древнейшие геоблоки мирового взморья – щиты: их рельеф, молодой тектоно�магматизм, совремённая сейсмичность и нефтегазоносность // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2007. � № 3. – С. 15�50. 3. Самоделова С. Подводные «миры» раскрывают тайны // МК в Украине. – 2009 (15�21 июля). – С. 12. 4. Терентьев Д. Пятно на озере // Совершенно Секретно. – 2010. – № 2. – С. 4�6. 5. Abraham K.S. World of oil // World Oil. – 2005. – 226, No. 3. – P. 11�14. 6. Azeri Shah Deniz field comes on stream // Oil and Gas J. – 2007. – 105, No. 1. – P. 8�9. 7. Berman A. Exploration discoveries // World Oil. – 2007. – 228, No. 9. – P. 19. 8. Berman A. Exploration discoveries // Ibid, � No. 11. – P. 21. 9. BP reports deeper�pool Shah Deniz discovery // Oil and Gas J. – 2007. – 105, No. 44. – P. 8. 10. Chandra A. Sizable finds begin to emerge from India’s licensing efforts // Ibid. – 2003. – 101, No. 23. – P. 42�44. НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ... ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №3 19 11. Dittrick P. Israeli oil, gas targets spark flurry of drilling // Ibid. – 2005. – 103, No. 37. – P. 20�22. 12. ExxonMobil signs Black Sea exploration deal // Ibid. – 2008. – 106, No. 44. – P. 8. 13. Gazprom signs deal with Azerbaijan // Ibid. – 2009. – 107, No. 40. – P. 5. 14. Husky has deepwater gas find off China // Ibid. – 2006. – 104. No. 24. – P. 5�8. 15. Husky proves Liwan as giant field // Ibid. – 2009. – 107, No. 32./ – P. 8. 16. Husky adds S. China Sea gas find at Liwan // Ibid. – No. 46. – P. 8. 17. Husky tests third S. China Sea gas find // Ibid. – 2010. – 108, No. 6. – P. 5�8. 18. India’s D 6 gets Cretaceous oil find // Ibid. – 2006. – 104, No. 8. – P. 8. 19. Israel’s Tamar gas may vie with LNG terminal // Ibid. – 2009. – 107, No. 26. – P. 8. 20. Israel utility signs to buy Tamar field gas // Ibid. – 2009. – 107, No. 47. – P. 10. 21. KG basin Cretaceous oil find opens province // Ibid. – No. 26. – P. 8. 22. Moritis G. Project start, completion date become less definite // Ibid. – No. 30. – P. 38�49. 23. Newsletter // Ibid. – 2004. – 102, No. 2. – P. 8�9. 24. Newsletter // Ibid. – 2005. – 103, No. 11. – P. 9. 25. Noble Energy discovers more gas off Israel // Ibid. – 2009. – 107, No. 13. – P. 8. 26. ONGC has second deepwater gas find off India // Ibid. – 2005. – 103, No. 13. – P. 44. 27. Peck J. Giant oil, prospects lie in distal portion of offshore East Mediterranian basin // Ibid. – 2008. – 106, No. 37. – P. 41�49. 28. Potential of Israel’s Tamar hiked to 5 tcf // Ibid. – 2009. – 107, No. 7. – P. 5�8. 29. Pulici M. Black Sea project features water depth record for laying pipe // World Oil. – 2002. – 223, No. 4. – P. 40�E. 30. Reliance�Nico combine scores more gas off northeastern India // Ibid. – 2004. – 102, No. 36. – P. 37. 31. Russia details what’s a possible for offshore oil and gas E&D // Oil and Gas J. – 1993. – 91, No. 34. – P. 12�17. 32. Russia hopes for huge reserves in Barents, eastern arctic basins // Ibid. – 2000. – 98, No. 32. – P. 33. 33. Statoil resumes oil flow in Lufeng field // Ibid. – 2005. – 103, No. 24. – P. 9. 34. Tamar wildcat finds subsalt gas off Israel // Ibid. – 2009. – 107, No. 5. – P. 39. 35. Wei H.A., Tang H.X. Liuhua oil field�1: extended�reach drilling extended life of CNOOC field // Ibid. – 2005. – 103, No. 29. – P. 35�37. На континентальному схилі материкової Азії у відкритому морі біля Азербайд� жану, Ізраїлю, Індії та Китаю є 46 глибоководних (> 200 – 2942 м) нафтових і газо� вих родовищ, у тому числі 11 гігантських, запаси яких дорівнюють 1360 млн т на� фти, 120 млн т газоконденсату та 2672 млрд м3 природного газу в пісках, піскови� ках і вапняках плейстоцену, пліоцену, міоцену, крейди та юри на глибинах від 900 до 7300 м. In the non�insular Asia’s continental slope off Azerbaijan, Israel, India and China, there are 46 deepwater (> 200 – 2942 m) oil and gas fields involved 11 giant ones which reserves are equal to 1360 million tons of oil, 120 million tons of gas�condensate, and 2672 billion m3 of natural gas in sands, sandstones and limestones of Pleistocene, Miocene, Cretaceous and Jurassic ages at the depths of 900 to 7,300 m. Получено 20.07.2010 г.
id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-44831
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
issn	1999-7566
language	Russian
last_indexed	2025-12-07T18:18:49Z
publishDate	2010
publisher	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
record_format	dspace
spelling	Гожик, П.Ф. Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. 2013-06-04T18:18:22Z 2013-06-04T18:18:22Z 2010 Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 3. — С. 5-19. — Бібліогр.: 35 назв. — рос. 1999-7566 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44831 553.982.061.33 На континентальном склоне материковой Азии в открытом море возле Азербайджана, Израиля, Индии и Китая имеются 46 глубоководных (> 200–2942 м) нефтяных и газовых месторождений ( в том числе 11 гигантских), запасы которых равны 1360 млн т нефти, 120 млн т газоконденсата и 2672 млрд м3 природного газа в песках, песчаниках и известняках плейстоцена, плиоцена, миоцена, мела и юры на глубинах от 900 до 7300 м. На континентальному схилі материкової Азії у відкритому морі біля Азербайджану, Ізраїлю, Індії та Китаю є 46 глибоководних (> 200 – 2942 м) нафтових і газових родовищ, у тому числі 11 гігантських, запаси яких дорівнюють 1360 млн т нафти, 120 млн т газоконденсату та 2672 млрд м3 природного газу в пісках, пісковиках і вапняках плейстоцену, пліоцену, міоцену, крейди та юри на глибинах від 900 до 7300 м. In the non insular Asia’s continental slope off Azerbaijan, Israel, India and China, there are 46 deepwater (> 200 – 2942 m) oil and gas fields involved 11 giant ones which reserves are equal to 1360 million tons of oil, 120 million tons of gas condensate, and 2672 billion m3 of natural gas in sands, sandstones and limestones of Pleistocene, Miocene, Cretaceous and Jurassic ages at the depths of 900 to 7,300 m. ru Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України Геология и полезные ископаемые Мирового океана Полезные ископаемые Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии Нафтові та газові родовища на континентальному схилі материкової Азії Oil and Gas Fields on the Continental Slope of the Asia Mainland Article published earlier
spellingShingle	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии Гожик, П.Ф. Краюшкин, В.А. Клочко, В.П. Гусева, Э.Е. Масляк, В.А. Полезные ископаемые
title	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии
title_alt	Нафтові та газові родовища на континентальному схилі материкової Азії Oil and Gas Fields on the Continental Slope of the Asia Mainland
title_full	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии
title_fullStr	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии
title_full_unstemmed	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии
title_short	Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии
title_sort	нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой азии
topic	Полезные ископаемые
topic_facet	Полезные ископаемые
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44831
work_keys_str_mv	AT gožikpf neftânyeigazovyemestoroždeniânakontinentalʹnomsklonematerikovoiazii AT kraûškinva neftânyeigazovyemestoroždeniânakontinentalʹnomsklonematerikovoiazii AT kločkovp neftânyeigazovyemestoroždeniânakontinentalʹnomsklonematerikovoiazii AT gusevaée neftânyeigazovyemestoroždeniânakontinentalʹnomsklonematerikovoiazii AT maslâkva neftânyeigazovyemestoroždeniânakontinentalʹnomsklonematerikovoiazii AT gožikpf naftovítagazovírodoviŝanakontinentalʹnomushilímaterikovoíazíí AT kraûškinva naftovítagazovírodoviŝanakontinentalʹnomushilímaterikovoíazíí AT kločkovp naftovítagazovírodoviŝanakontinentalʹnomushilímaterikovoíazíí AT gusevaée naftovítagazovírodoviŝanakontinentalʹnomushilímaterikovoíazíí AT maslâkva naftovítagazovírodoviŝanakontinentalʹnomushilímaterikovoíazíí AT gožikpf oilandgasfieldsonthecontinentalslopeoftheasiamainland AT kraûškinva oilandgasfieldsonthecontinentalslopeoftheasiamainland AT kločkovp oilandgasfieldsonthecontinentalslopeoftheasiamainland AT gusevaée oilandgasfieldsonthecontinentalslopeoftheasiamainland AT maslâkva oilandgasfieldsonthecontinentalslopeoftheasiamainland

Нефтяные и газовые месторождения на континентальном склоне материковой Азии

Institution

Ähnliche Einträge