Газы природные горючие, газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.
Общие сведения и геология. Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.
Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов - пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя (рис. 1) и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород (см. Газы земной коры). Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа.
Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.
Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные (рис. 2). В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР); приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР); контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР); связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в сша, сахалинский бассейн в СССР). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения - Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).
Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 1015м3, что эквивалентно 1012т нефти.
СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г. Наиболее крупными месторождениями являются: Уренгойское (4 триллиона м3) и Заполярное (1,5 триллиона м3), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м3) и Оренбургское (650 млрд. м3) в Волго-Уральской обл.; Газли (445 млрд. м3) в Средней Азии; Шебслинское (390 млрд. м3) на Украине; Ставропольское (220 млрд. м3) на Сев. Кавказе. Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м3): США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3); крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м3): в США - Панхандл-Хьюготон (1,96); в Нидерландах - Слохтерен (Гронинген) (1,65); в Алжире - Хасси-Рмель (около 1).
Н. Б. Вассоевич.
Применение. Г. п. г. - высокоэкономичное энергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м3 (7800 ккал/м3) и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.
Углеводороды, входящие в состав Г. п. г., - сырьё для производства метилового спирта, формальдегида, ацетальдегида, уксусной кислоты, ацетона и др. органических соединений. Конверсией кислородом или водяным паром из метана - основного компонента Г. п. г. - получают синтез-газ (CO+H2), широко применяемый для получения аммиака, спиртов и др. органических продуктов. Пиролизом и дегидрогенизацией (см. Гидрогенизация) метана получают ацетилен, сажу и водород, используемый главным образом для синтеза аммиака. Г. п. г. применяют также для получения олефиновых углеводородов, и в первую очередь этилена и пропилена, которые в свою очередь являются сырьём для дальнейшего органического синтеза. Из них производят пластические массы, синтетические каучуки, искусственные волокна и др. продукты.
С. Ф. Гудков.
Добыча Г. п. г. включает извлечение газов из недр, их сбор, учёт и подготовку к транспортировке потребителю (т. н. разработка газовых месторождений), а также эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Особенность добычи Г. п. г. из недр по сравнению с добычей твёрдых полезных ископаемых состоит в том, что весь сложный путь газа от пласта до потребителя герметизирован.
Выходы Г. п. г. из естественных источников (например, "вечные огни" в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком с незапамятных времён. Позже нашёл применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1-м тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов). Эпизодическое использование природного газа, добываемого из случайно открытых залежей, продолжалось на протяжении многих столетий. К середине 19 в. относят применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). Поисками и разработкой газовых залежей не занимались вплоть до 20-х гг. 20 в., когда начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах. В этот период разработка месторождений велась примитивно: буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км). Добыча Г. п. г. из скважины составляла 10-20% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного её дебита), а в отдельных случаях (при благоприятных геологических условиях и характеристике пласта) рабочие дебиты были большие.
В 30-х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500-3000 м и более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.
Конец 40-х гг. характеризуется интенсивным развитием отечественной газовой промышленности и внедрением в практику научных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В 1948 под руководством сов. учёного Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). В последующие годы промышленные месторождения Г. п. г. разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др. Важным этапом освоения месторождения является его разведка. Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа глубоких скважин, часто количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.
Советскими учёными в послевоенный период созданы и внедрены новые методы разработки месторождений газа. На первой стадии освоения газовой залежи происходит её опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2-5 лет) уточняются характеристики залежи - свойства пласта, запасы газа, продуктивность скважин, степень подвижности пластовых вод и т. д. Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей. Вторая стадия - промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки. В этой стадии различают три основных периода - нарастающей, постоянной и падающей добычи. Первый период занимает 3-5 лет. Он связан с бурением скважин и оснащением газового промысла. За это время добывается 10-20% от общих запасов газа. Второй период продолжается около 10 лет, в течение которых из залежи отбирается 55-60% запасов газа. Количество скважин в это время растет, т. к. продуктивность каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остаётся неизменным. Когда давление в пласте понижается до 5-6 Мн/м2 (50-60 кгс/см2), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция, повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод. Третий период - падающей добычи - не ограничен во времени. Разработка газовой залежи происходит в основном 15-20 лет. За это время извлекается 80-90% запасов газа.