Архив меток: геолком

Индуцированные землятресения в США, Оклахома

Seismicity of the United States
http://earthquake.usgs.gov/
Top Earthquake States
http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/states/top_states.php
Количество землетрясений в Соединенные Штаты за 2000 — 2012 (существенный рост с 2009)
http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/eqarchives/year/eqstats.php


http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/states/seismicity/


http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/states/oklahoma/seismicity.php

Record Number of Oklahoma Tremors Raises Possibility of Damaging Earthquakes

http://earthquake.usgs.gov/regional/ceus/products/newsrelease_05022014.php

Oklahoma Earthquake Information
http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/states/?region=Oklahoma
Oklahoma Earthquake History
http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/states/oklahoma/history.php
Poster of the Oklahoma Earthquake of 06 November 2011 — Magnitude 5.6
http://earthquake.usgs.gov/earthquakes/eqarchives/poster/2011/20111106.php
Animation of Oklahoma Seismicity: January 2, 2008 — June 25, 2014
http://earthquake.usgs.gov/regional/ceus/products/OKeqanimation.php

Understanding Hazards in the Central and Eastern U.S.

http://earthquake.usgs.gov/regional/ceus/

Induced or triggered earthquakes in Texas: assessment of current knowledge and suggestions for future research
http://earthquake.usgs.gov/research/external/reports/G12AP20001.pdf

Oklahoma Geological Survey
http://www.ogs.ou.edu/homepage.php
http://www.okgeosurvey1.gov/
Information on Induced Seismicity http://www.okgeosurvey1.gov/pages/earthquakes/induced-seismicity.php
Research http://www.okgeosurvey1.gov/pages/research.php

— — — —
Нефтяные и газовые скважины в Оклахоме

http://strangesounds.org/2014/03/mystery-boom-and-rumblings-in-duncan-oklahoma-march-26-2014-video.html

Oil industry’s wastewater wells blamed for triggering Oklahoma quakes

http://fortune.com/2014/07/03/oil-industrys-wastewater-wells-blamed-for-triggering-oklahoma-quakes/


http://www.nytimes.com/interactive/2013/12/13/science/earth/oklahoma-quakes.html?ref=earth

Does Fracking Cause Earthquakes?
http://www.motherjones.com/blue-marble/2012/04/does-fracking-cause-earthquakes
Is fracking behind Oklahoma’s earthquakes?
http://blogs.reuters.com/muniland/2011/11/08/is-fracking-behind-oklahomas-earthquakes/
Fracking Fears Grow as Oklahoma Hit by More Earthquakes Than California
http://www.bloomberg.com/news/2014-07-07/oklahoma-temblors-outpace-california-as-fracking-booms.html

Oil industry’s wastewater wells blamed for triggering Oklahoma quakes
http://fortune.com/2014/07/03/oil-industrys-wastewater-wells-blamed-for-triggering-oklahoma-quakes/

An earth-shaking mystery in Texas
http://fortune.com/2014/01/23/an-earth-shaking-mystery-in-texas/

— — — —
United States Environmental Protection Agency http://www.epa.gov/

Minimizing and managing potential impacts of injection-induced seismicity from class ii disposal
wells: practical approaches

Underground Injection Control National Technical Workgroup, US Environmental Protection Agency
Draft December 24, 2013
http://www.eenews.net/assets/2014/06/23/document_ew_03.pdf

Earthquakes http://www.epa.gov/naturaldisasters/earthquakes.html

Natural Gas Extraction — Hydraulic Fracturing http://www2.epa.gov/hydraulicfracturing

Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence
http://yosemite.epa.gov/oa/eab_web_docket.nsf/attachments%20by%20parentfilingid/3fa353a1bdc503f885257cae0050bf6d/$file/r%20geology%20june%202013.pdf

http://www2.epa.gov/sites/production/files/documents/hf-report20121214.pdf

Proceedings of the Technical Workshops For the Hydraulic Fracturing Study: Well Construction and Operation, U.S. Environmental Protection Agency EPA 600/R-11/046, May 2011
http://www2.epa.gov/hfstudy/proceedings-technical-workshops-hydraulic-fracturing-study-well-construction-and-operation

http://www.epa.gov/region6/6en/x/workshops/2012-may/presentations/mike-overbay-fracking.pdf

— — — —
Government Accountability Office, Счётная Палата США
http://en.wikipedia.org/wiki/Government_Accountability_Office

TOPICS http://www.gao.gov/key_issues/overview#collections=&t=1
AGENCIES http://www.gao.gov/key_issues/overview#collections=&t=2

http://www.gao.gov/search?q=Fracturing

OIL AND GAS. Information on Shale Resources, Development, and Environmental and Public Health Risks
September 2012
http://www.gao.gov/products/GAO-12-732
http://www.gao.gov/assets/650/647791.pdf

Доклады http://www.gao.gov/browse/a-z/Environmental_Protection_Agency_%5BEPA%5D,_Independent_Agencies

— — — —
Environment & Energy Publishing (E&E) является ведущим источником для всестороннего, ежедневное освещение экологической и энергетической политики и рынков.
http://www.eenews.net/


Звезды на карте показываю расположение землетрясений, которые полагают были вызваны добычей нефти и газа, закачкой сточных вод или иной человеческой деятельностью, начиная с 2008 года. Белая, зеленая, желтая и красная штриховка показывает ожидаемую сейсмическую опасность на основе прошлой естественной сейсмической активности.
http://www.eenews.net/special_reports/deep_underground

http://www.eenews.net/special_reports/deep_underground/stories/1060002402
http://www.eenews.net/special_reports/deep_underground/stories/1060001876

Израиль: министерство энергетики и геологическая служба

Министерство национальной инфраструктуры, энергетики и водных ресурсов
http://energy.gov.il

The Geological Survey of Israel (GSI)
http://www.gsi.gov.il/

Israel Oceanographic and Limnological Research (IOLR)
http://www.ocean.org.il/MainPageEng.asp

The Geophysical Institute of Israel (GII)
http://www.gii.co.il/home.html

О Гренландии

http://en.wikipedia.org/wiki/Greenland
http://en.wikipedia.org/wiki/Economy_of_Greenland

Сайт правительства
Ministry of Industry & Mineral Resources
Bureau of Minerals and Petroleum
Greenland Mineral Resources Portal

1614×2405

Statistics in Greenland
Statistics in Greenland: Statistical Yearbook
http://www.stat.gl/publ/en/SA/201221/pdf/Statistical%20Yearbook.pdf

— — —
Oil & minerals GREENLAND
http://www.ggg.gl/

Саратовская область: нефть, газ, сланцы

Площадь 101 240 км²
Население 2 503 305 (2013)
Плотность 24.73 чел./км²

В области разведано более 40 малых нефтяных и газовых (значительны Степновское и Урицкое) месторождений, при неизученности основной части перспективных районов. Разведано множество месторождений горючего сланца, в том числе крупное Озинское, месторождения качественного цементного сырья, фосфоритов, строительных, балластных и стекольных песков, строительных глин и камня.

— — — — — —

— — — — — —


http://www.mosgorshop.ru/katalog/index.php?productID=6871

— — — —
Саратовская область – один из старейших нефтегазодобывающих регионов России. В настоящее время нефтегазодобыча в основном базируется на эксплуатации мелких месторождений с большим коэффициентом обводнённости и малыми дебитами нефти на скважинах. Добыча углеводородного сырья велась на 69 месторождениях. На данный момент насчитывается 482 действующие скважины (общий фонд скважин составляет 1500).

Сегодня активную добычу углеводородного сырья, на различных стадиях разработки, ведет 22 предприятия различной формы собственности на территории 21 муниципального района Саратовской области. Основная промышленная добыча углеводородов сосредоточена в 12 муниципальных районах, среди которых Энгельсский, Саратовский, Перелюбский, Татищевский, Лысогорский, Красноармейский, Ровенский, Волжский, Краснокутский, Марксовский, Новоузенский и Духовницкий районы.

2012 год для нефтегазодобывающих предприятий области сложился довольно благополучно:
— объем отгруженной продукции составил 17,8 млрд. руб. или 111,4% к уровню 2011 года;
— объем добычи нефти с газовым конденсатом соответственно 1,4 млн. тонн и 102,2%;
— объем добычи природного газа более 1,0 млрд. м3 и 116,2%;

Регион планирует развивать свой ресурсный потенциал. Основная цель — доведение уровня утилизации попутного газа до 95 процентов.
http://xn--80aag1ciek.xn--p1ai/region/economics/prom1.php

— — — — — —
Минерально-сырьевая база твердых полезных ископаемых Саратовской области
Твердые полезные ископаемые Саратовской области насчитывают 11 месторождений, в том числе:
горючие сланцы – 3 месторождения: Савельевское, Озинское и Коцебинское. По состоянию на 01.01.2012 г. месторождения учтены как нераспределенный фонд.
Балансовые запасы А+В+С1+С2 млн.т = 146 млн.т.

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/15/249/

А+В+С1 = 143.796 млн.т, С2 = 2.179 млн.т
Краткая характеристика горючих сланцев Коцебинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 6,1-9,0 МДж/кг, содержание серы (S ) – 4,4 %, выход – (Т ) – 9,4%.
Краткая характеристика горючих сланцев Озинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 3,6 %.
Краткая характеристика качества горючих сланцев Савельевского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 8,9 %.
http://www.tfipfo.ru/data/objects/249/files/TPI_2013.ppt

Сведения о видах, объемах, стоимости геологоразведочных работ по Саратовской области, завершенных в 2012 году

Геологоразведочные работы, проведённые на территории Саратовской области в 2012 году, финансировались как за счёт собственных средств предприятий, так и за счёт федерального бюджета. Основное финансирование (93,2%) производилось за счёт средств недропользователей, незначительную часть составили средства федерального бюджета (6,8%).
По результатам работ на объектах ГРР, зарегистрированных в 2012 году и переходящих объектах основными видами работ были бурение скважин и сейсморазведка МОГТ-2D. Пробурено 13 скважин (1 – структурная, 2 – поисковых, 1 – поисково-разведочная, 9 – поисково-оценочных), бурением пройдено более 22 тыс. пог.м, средняя стоимость за 1 метр проходки составила 32 706 руб. Проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D в объеме 1412,8 пог.км, средняя стоимость 1 пог.км сейсмопрофилей, составила 103 975 руб. В меньших объёмах проводились сейсморазведочные работы МОГТ-3D – 185 кв.км, сейсморазведочные работы ВП ОГТ – 410 пог.км, электроразведочные работы методом ЗБС – 250 пог.км, электроразведочные работы методом МТЗ – 410 пог.км.
Существенная часть расходов на ГРР связана с бурением скважин (81,6%), в значительно меньших объёмах финансировались сейсморазведочные работы МОГТ-2D (9,9%) и прочие виды работ (8,5%).

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/279/
http://tfipfo.ru/data/objects/files/saratovskaya_oblast.doc

— — — — — —

Углеводородное сырье в Саратовской области (нефть, газ, конденсат)

Характеризуется низкой степенью разведанности. Если по количеству перспективных и прогнозных ресурсов область занимает первое место в Поволжье, то по реальным запасам углеводородного сырья стоит на четвертом месте, уступая Татарстану, Самарской и Волгоградской областям.

По нефтегеологическому районированию на территории Саратовской области выделяются две нефтегазоносные провинции (НГП): Волго-Уральская и Прикаспийская. Волго-Уральская, в свою очередь, подразделена на две самостоятельные нефтегазоносные области (НГО): Нижневолжскую и Средневолжскую.

Практически вся промышленная добыча нефти и газа сосредоточена в пределах Нижневолжской НГО. Эти районы характеризуются достаточно высоким ресурсным потенциалом, превышающим 270 млн. т нефтеэквивалента (т н. э.), относительно неглубоким залеганием основных нефтегазоносных комплексов и довольно высокой степенью изученности. Вследствие хорошо развитой инфраструктуры вновь открываемые здесь месторождения могут быстро, в течение 1-2 лет, вводиться в промышленную эксплуатацию.

На территории Средневолжской НГО в Дальнем Саратовском Заволжье за последние 10 лет открыт ряд нефтяных и газоконденсатных месторождений. На некоторых из них ведется пробная эксплуатация с отбором жидких углеводородов, попутный и свободный газ при этом сжигается на факелах. Основными особенностями данного района являются высокий ресурсный потенциал нефти и газа, сложное геологическое строение, большие по сравнению с центральными районами области глубины залегания основных девонских нефтегазоносных комплексов, отсутствие развитой инфраструктуры и обустроенных промыслов. Отсутствие системы подготовки и транспортировки углеводородов приводит к необходимости сжигания «на факеле» порядка 400-500 млн. м3 природного газа в год.

Саратовская часть Прикаспийской НГП характеризуется наиболее высокими удельными плотностями прогнозных ресурсов углеводородов. В настоящее время ее потенциал оценивается в более чем 1,5 млрд. т условного топлива (т у. т.). Именно этот район наиболее перспективен для открытия крупных месторождений нефти и газа, способных кардинально увеличить добычу в Саратовской области. Однако Прикаспийская НГП характеризуется большими (5,5-7 км) глубинами залегания основного нефтегазоносного, подсолевого, комплекса, весьма слабой изученностью и низкой достоверностью имеющейся геофизической информации, отсутствием инфраструктуры. Сложности освоения Прикаспийской НГП связаны также с недостатком фонда структур, подготовленных к поисковому бурению сейсморазведкой. Ресурсы участков учтены в основном по категориям Д1 и Д2 (по подсолевым отложениям в Прикаспийской впадине) и в незначительных объемах по категории С3.

В настоящее время объем добываемого в области углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча углеводородного сырья сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% общей площади нефтегазоперспективных земель области.

По состоянию на 1 января 2006 года запасы нефти, газа, газового конденсата и гелия на территории Саратовской области были учтены по 110 месторождениям. Из этих месторождений нефтяных – 29, газонефтяных – 22, газовых – 15, нефтегазоконденсатных – 34, газоконденсатных – 10. В 2005 году предприятиями Саратовской области добыто 1616,9 тыс. т нефти с конденсатом и 479,97 млн. м3 газа, что соответственно в 2 и 1,3 раза больше, чем в 1998 году (рис.11). Основным добывающим предприятием остается ОАО «Саратовнефтегаз».


Рис. 11. Динамика добычи нефти и газа на территории Саратовской области

Горючие сланцы

На ближайшее десятилетие специалистами прогнозируется в силу целого ряда причин снижение добычи нефти и газа, что повышает значимость альтернативных энергоносителей, таких как каменный уголь и особенно горючие сланцы.

На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть которого располагается в Саратовской области) падает более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье. Их общие геологические запасы их составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т по чистому сланцу.

На территории Саратовской области расположены два крупных месторождения горючих сланцев – Перелюбское и Коцебинское, на которых в 1978-1987 годах проведены поисково-оценочные работы и предварительная разведка, а также ряд месторождений и участков меньших размеров, разведанных до 1957 года. К ним относятся Левобережный участок Кашпир-Хвалынской сланценосной площади, а также месторождения: Орловское, Савельевское и Озинское. Государственным балансом запасов учтены запасы только двух месторождений: Савельевского и Озинского.

Савельевское месторождение расположено в Краснопартизанском районе, вблизи пос. Горный. Общая разведанная площадь месторождения около 110 км2. Глубина залегания сланцев колеблется от нескольких до 200 метров. Мощность продуктивной толщи – от 13,8 до 20,8 м. Качество сланцев хорошее: теплота сгорания – 1020-3380 ккал/кг, выход смолы на воздушно-сухой сланец – 14-26,9%. Месторождение известно с 1915 года. Поисково-разведочные работы на нем проводились с 1928 по 1952 годы, с 1957 года месторождение законсервировано. Балансовые запасы сланцев по промышленным категориям равны 30,2 млн. т, по категории С2 – 1,2 млн. т, забалансовые – 190,8 млн. т.

Озинское месторождение расположено вблизи р.п. Озинки. Известно месторождение с 1925 года. Геологоразведочные работы проводились в 1932-1939 годы. Балансовые запасы по промышленным категориям 72,6 млн. т, С2 – 0,9 млн. т и забалансовые – 158,9 млн. т. Месторождение эксплуатировалось с 1943 по 1957 годы, после чего было законсервировано.

Перелюбское и Коцебинское месторождения расположены в пределах Перелюб-Благодатовской сланценосной площади. Запасы этих двух месторождений по категории С1 составляют 1142 млн. т (Коцебинское – 525 млн. т, Перелюбское – 617 млн. т), они не утверждались. Предварительно оцененные запасы по обоим месторождениям по категории С2 составляют 5321 млн. т.

Одним из важных и интересных направлений использования сланцев Поволжья является получение ценных сероорганических соединений – лекарственных средств природного происхождения: ихтиола и др.

Кроме этого, выполнены разработки по выпуску дополнительно нового ценного продукта – тиофена, цена которого на мировом рынке составляет 6-10 долл. за 1 кг.

Одним из возможных путей использования сланцев является получение из них керогена, применение которого повышает влагостойкость асфальтобетонных покрытий, замедляет деструктивные процессы в битуме и обеспечивает длительную работоспособность дорожных покрытий.

Наличие серы, особенности геологического разреза, его обводненность не позволяют рентабельно и экологически безопасно осуществлять разработку горючих сланцев традиционными способами: шахтами или карьерами.

В настоящее время в саратовском Заволжье реализован на практике способ скважинной добычи горючих сланцев, который позволяет осуществлять разработку многопластовых месторождений путем поочередного отбора тонких продуктивных пластов горючих сланцев с помощью наклонно-горизонтальных скважин.

Принцип добычи исключает складирование на поверхности серосодержащих пород. Транспортировка полезного ископаемого на поверхность осуществляется с помощью замкнутой циркуляции пластовой воды, как промывочной жидкости, что позволяет уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/6104.html

— — — — — —
В хозяйственных целях Саратовская область потребляет 3,6 млн. т. жидких и 8,5 млрд. кубометров газообразных углеводородов, в том числе: 5,1 — в промышленности, 0,13 — в сельском хозяйстве, 1,3 — в коммунально-бытовой сфере, 0,5 — населением. Сетевые потери составляют 0,7 %. Область нуждается в постоянном ввозе и расширении добычи углеводородного сырья.
Нефть в структуре топливно-энергетических ресурсов области составляет 39,4 %, газ — 55,4 %, гидроэнергия — 2,5 %, атомная энергия — 4,5 %. В другие области поставляются 55,3 % энергоресурсов. Мощность ОАО «Крекинг» обеспечивается в основном привозной нефтью.
Обеспечение газом населения области — лучшее в Поволжье. Газификация населенных пунктов здесь в 14 раз выше, чем в Поволжье.
На территории Саратовской области выявлено около 1350 месторождений энергетического сырья (нефти, газа, горючих сланцев, термальных вод

Нефть. В области учтено балансом запасов 48 месторождений, из них разрабатывается 34, законсервировано 10, разведываются 4. Всего по области извлекаемые запасы нефти категории А + В + С1 составляют 30719 тыс. т., категории С2 — 7617 тыс. т. Перспективные ресурсы извлекаемых запасов нефти категории С3 составляют 68500 тыс. т., прогнозные ресурсы категории Д1 + Д2 — 268,8 млн. т.
Газ. Учтено балансом запасов 50 месторождений, из них разрабатываются 22 месторождения. Запасы газа по области категории А+В+С1 составляют 55048 млн. куб. м., категории С2 — 12224 млн. куб. м, забалансовые — 471 млн. куб. м.
Перспективные ресурсы свободного газа по 43 площадям по категории С3 подсчитаны в количестве 167408 млн. куб. м. Прогнозные ресурсы категории Д1+Д2 — 1228 млрд. куб. м.
Конденсат. Учтено балансом запасов 12 месторождений с извлекаемыми запасами конденсата категории А + В + С1 — 1718 тыс. т. и категории С2 — 37 тыс. т. Кроме того, подсчитаны перспективные извлекаемые ресурсы конденсата в свободном газе подготовленных для глубокого бурения площадей по категории С3 в количестве 16740 тыс. т.
Горючие сланцы. В области находятся 4 месторождения горючих сланцев: Савельевское, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Балансовые запасы горючих сланцев составляют по категории С1 + С2 на горную массу 1675738 тыс. т. и на чистый сланец 1299332 тыс. т. Сланцы обеспечивают теплоту сгорания 1450 ккал/кг. Разработка горючих сланцев в настоящее время не ведется.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/3398.html

— — — — — —
2007-10-02
– Каковы запасы горючих сланцев в области?
– Потенциал Саратовской области – более 9 млрд. тонн. Это шесть месторождений в Перелюбском, Пугачевском, Хвалынском, Вольском, Духовницком, Краснопартизанском, Озинском районах. Саратовская область является частью Волжского сланцевого бассейна, который тянется от Костромы до Саратова. Общие запасы бассейна составляют 40 млрд. т горючих сланцев, четверть которых находится в нашем регионе.

– Что представляет собой это ископаемое и каков его потенциальный вклад в развитие экономики региона?
– Горючие сланцы – это сложное органоминеральное ископаемое. Или, образно выражаясь, твердые нефть и газ плюс сырье для цемента. Из тонны ископаемого получается от 100 до 200 литров сланцевой нефти, около 300 кубометров сланцевого газа и 750 кг сырья для цемента. Учитывая это, можно сказать, что в области разведано около миллиарда тонн сланцевой нефти, около 3 трлн. кубометров сланцевого газа и 7, 5 млрд.тонн сырья для цемента.

– В чем заключаются преимущества горючих сланцев перед нефтью и газом?
– Не секрет, что запасы уже открытых нефтяных и газовых месторождений значительно истощены. Сегодня в Саратовской области подтверждены запасы нефти в объеме 100 млн. т. (В то же время в регионе разведан 1 миллиард тонн сланцевой нефти.) Сейчас вкладываются мощные инвестиции на ее разведку. В 2005 году на бурение нефтяных и газовых скважин в регионе, по данным «РГ», было израсходовано 840 млн. рублей, в 2006 году – 1,5 млрд. рублей. В 2007 году запланировано вложить почти 6 млрд. рублей. Тем не менее, несмотря на постоянно увеличивающиеся финансовые вливания, добыча нефти «топчется» на месте, то есть на цифре 1 млн. 600 тонн в год. Этот факт лишний раз подтверждает, что пришло время разрабатывать альтернативные источники углеводородов, такие, как горючие сланцы.
http://delgub.sartpp.ru/arhiv.php?ID=123

— — — — — —

В 1906 году в 40 километрах к северу от рабочего поселка Дергачи бурили артезианский колодец. Когда добрались до глубины около ста метров, из земли подул «сильный ветер», как рассказывали потом очевидцы. Не понимая, что происходит, рабочие прекратили работу, собрались кучкой у колодца, стали гадать: откуда взялся под землей ветер? Один из рабочих вздумал закурить. Едва он чиркнул спичкой, как раздался оглушительный взрыв и вспыхнуло высокое шумное пламя. Как потом определили, горел природный газ метан, очень ценный как топливо. Через несколько лет запасы газа здесь полностью иссякли.

В годы восстановления народного хозяйства советские геологи приступили к разведке месторождений газа и нефти. Особенно активно начались поиски нефти и газа в 1932 году. Признаки нефти находили во многих местах.

Задолго до революции в саратовских газетах сообщалось о таинственном взрыве в деревне Елшанка около Саратова. Об этом случае вспомнили геологи и в тридцатых годах обследовали местность вокруг Ёлшанки. В 1941 году было начато бурение. А в 1942 году из скважины начал выделяться горючий природный газ, и в конце октября ударил мощный газовый фонтан в виде голубоватого столба высотой до 40 метров.

В то время война шла уже у Волги. Донецкий бассейн с его угольными запасами и Северный Кавказ с нефтью были захвачены немецко-фашистскими войсками. Саратов оказывал большую помощь фронту оружием, одеждой, обувью, продуктами. Но эта помощь могла оборваться, потому что в городе кончались запасы топлива. Вот-вот перестанут работать, электростанции, а тогда остановятся и станки на заводах. А привезти топливо неоткуда.

Тогда и началось строительство первого в стране газопровода от Елшанки до СарГРЭС. Это была народная стройка. Служащие учреждений, рабочие, студенты, домашние хозяйки, школьники старших классов — все, кто мог держать в руках кирку и лопату, копали траншеи.

Работали днем и ночью. Пятнадцатикилометровый газопровод был построен быстро, и по нему в Саратов впервые пришел газ. На полную мощность заработала СарГРЭС, давая ток промышленности, на фронт стало поступать саратовское вооружение и снаряжение.
Немного позже саратовский газ пошел по трубам в Москву. Найдены были газ и нефть и в других местах Саратовской области. В Правобережье наиболее значительным является Соколовогорское месторождение около Саратова, а также Урицкое в Лысогорском районе. В Заволжье наиболее крупные месторождения нефти и газа находятся около поселка Степное Советского района.
Газ и нефть используются как топливо и как источник химического сырья для получения синтетического спирта, искусственного волокна, каучука, пластмасс и лаков.

В Заволжье вблизи рабочих поселков Горный и Озинки и села Орловка залегают горючие сланцы. В Правобережье горючие сланцы имеются в Хвалынском и Базарно-карабулакском районах. Они могут служить сырьем для получения смазочных масел и азотных удобрений.
http://www.regionsaratov.ru/main/poleznye-iskopaemye.html

Протяженность Саратовской области с запада на восток составляет 575 км, с севера на юг — 240 км. Расстояние от Саратова до Москвы — 858 км.
По количеству перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья область занимает первое место в Поволжье, по реальным запасам сырья — четвертое. Объем добываемого углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% в общей площади нефтегазоперспективных земель.
На ближайшее десятилетие прогнозируется повышение значимости альтернативных энергоносителей – каменного угля, горючих сланцев. На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть расположена на территории Саратовской области) приходится более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье, общие геологические запасы составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т — по чистому сланцу.
http://www.catalogmineralov.ru/deposit/saratovskaya_oblast/

Месторождение Саратовской области имеют в основном небольшую площадь ( рис. 54) но, как правило, являются многопластовыми. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями каменноугольной и девонской систем. Свойства нефтей в пластовых условиях меняются в широких пределах. Дегазированные же нефти в основном легкие, маловязкие и малосернистые.
Залежи в основном пластовые, сводовые. На месторождениях Саратовской области содержание азота в газах увеличивается с глубиной залегания продуктивных горизонтов.

http://www.ngpedia.ru/id143778p1.html

Месторождения Саратовской области: Александровское, Елшано-курдюмское, Куликовское, Песчаный умет, Соколовогорское, Степновское.

Соколовогорское нефтегазовое месторождение дает основную добычу нефти в Саратовской обл. В геологическом строении Соколовогорского месторождения участвуют отложения девона, карбона, юры и мела, образующие брахиантиклинальную складку почти широтного (северного — северо-западного) простирания, длиной 5 и шириной до 3 км. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями карбона и девона.

Чернавский лицензионный участок (1325 км2).

Комитет охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области

Доклады о состоянии и об охране окружающей среды Саратовской области в 2005-2012 годах

Доступные карты-схемы из Гидрогеологии СССР (том XIII)

13.05.2008
Правительство Саратовской области предложило инвесторам заняться комплексной добычей и переработкой горючих сланцев на территории Перелюбского района.

Саратовское министерство инвестиционной политики совместно с ООО «Перелюбская горная компания» разработало инвестиционное предложение по комплексной добыче и переработке горючих сланцев (ГС) на территории участка Коцебинского месторождения площадью 24,4 кв. км в Перелюбском районе области. По словам министра Кирилла Семенова, это самое крупное месторождение ГС на территории европейской части России: разведанные и подтвержденные запасы сланца на его территории составляют около одного млрд тонн. Сланцевые пласты здесь залегают близко к поверхности — от 30 до 70 м.

В Саратовской области находятся шесть месторождений горючих сланцев: Савельевское, Орловское, Кашпир-Хвалынская плошадь, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Суммарные геологические запасы ГС — более 9 млрд тонн, — что составляет от 900 млн до 1 млрд тонн сланцевой нефти и 2,7 триллиона кубометров сланцевого газа, а также порядка 4,5 млрд тонн альтернативного цементного сырья.

Как рассказал „Ъ“ директор Перелюбской горной компании Валерий Илясов, в мировой практике ценность сланца определяется содержанием в нем жидких углеводородов. По его словам, на Коцебинском месторождении выход сланцевой нефти из одного млрд тонн сланца — составляет до 100 млн тонн. Одновременно из тонны сланца получается 300 куб. м сланцевого газа. Кроме того, зола сланца является альтернативой клинкеру цемента, спрос на который сегодня огромен. Из тонны сланца получается 700 кг клинкера цемента.

Однако несмотря на все преимущества Коцебинского месторождения, оно оказалось невостребованным. Причину господин Илясов видит в том, что практически все разведанные в середине прошлого века месторождения сланца в РФ относятся к категории трудноизвлекаемых — ГС там залегает тонкими пластами, каждый из которых менее 0,8 м (на Коцебинском месторождении 10 таких пластов. —„Ъ“). «Сегодня классический способ добычи сланца — шахтный — на таких тонких пластах нерентабелен, поскольку экологически опасен и энергозатратен,— говорит господин Илясов.— Мы же разработали и запатентовали новую бесшахтную технологию добычи ГС путем бурения наклонно-горизонтальных добывающих скважин большого диаметра в тонких продуктивных пластах протяженностью от 200 до 1 тыс. м и более, позволяющую получить рентабельность производства на уровне 50-70%, избегая при этом экологических нагрузок». Объемы производства ГС на месторождении, как считает директор компании, «будут зависеть от аппетита инвесторов». «Можно начать с малого — 35 тыс. тонн ГС в год — и довести объемы до 500 тыс. тонн,— потенциал месторождения это позволяет», — говорит господин Илясов.
Прогнозный объем инвестиций в проект, по словам министра Кирилла Семенова, составит 164 млн руб., которые должны окупиться в течение шести лет.
http://www.kommersant.ru/doc/891020

Сайты правительства Австралии

Directories

Departments and agencies

A to Z list of government sites

Geoscience Australia

Проект. Концепция развития геологической отрасли Республики Казахстан до 2030 года

По наводке _telegraf

http://www.geology.kz/index.php?option=com_content&view=article&id=310%3A-2030-&catid=34%3Alatestnews&lang=en
http://www.geology.kz/images/stories/kgn2012/proekt_konc25.04.doc

Саудовская Аравия: сайты министерств, общая информация

Ministry of Economy and Planning: Сайт

Ministry of Petroleum and Mineral Resources: Сайт
Ministry of Petroleum and Mineral Resources: SiteMap

Saudi Geological Survey

Saudi Arabian Monetary Agency (SAMA), the central bank of the Kingdom of Saudi Arabia

Министерство финансов Саудовской Аравии: Сайт

— — — — —
IMF
Regional Economic Outlook Update: Middle East and Central Asia (April 2012)

Regional Economic Outlook: Middle East and Central Asia (October 2011 )

Country Info:
Saudi Arabia and the IMF

IMF World Economic Outlook Databases (April 2012 Edition):

Результаты поиска: бумаги МВФ со словом «Saudi»

— — — — —
iv_g: МВФ, ВБ: экономика, нефть

dmr.nd.gov: Добыча нефти и газа. Ч. 1

Карта округов Северной Дакоты

North Dakota Drilling and Production Statistics

Monthly Production Report Publications

Chart of daily oil production with price per barrel

Chart of monthly MCF gas produced with price per MCF sold

Северная Дакота: добыча нефти

Оригинал взят в Северная Дакота

Впечатляюший график добычи нефти а Северной Дакоте.

https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/stateoilchart.pdf

Статистика тут:
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/statisticsvw.asp

Нефтяная геология Шри-Ланки

Petroleum Systems of the Deepwater Mannar Basin, Offshore Sri Lanka
Peter Baillie, P. M. Barber, Ian Deighton, Paul A. Gilleran, W. A. Jinadasa, R. D. Shaw
Indonesian Petroleum Association
Volume , Pages 533 — 545 (2004)

Petroleum Resources Development Secretariat (PRDS) — Sri Lanka

Карты НГБ

http://pubs.usgs.gov/of/1997/ofr-97-470/OF97-470C/index.html
http://pubs.usgs.gov/of/1997/ofr-97-470/OF97-470C/region8.pdf

Sri Lanka Will Seek Bids for Oil Exploration Licenses, April 5, 2007
Cauvery Basin


http://www.sangam.org/2007/03/Oil_Exploration.php?uid=2320

http://printfu.org/mannar+basin?page=1
Potential Shale Gas Basins of India Possibilities & Evaluations

Potential Shale Gas Basins: Cambay, Assam-Arakan, Gondwana, Vindhyan, Rajasthan, Bengal, Krishna-Godavari, Cauvery

Cauvery Basin

Prospectivity of Cauvery Basin in Deep Syn-rift Sequences, SE India

— — — — — — — — — — —

27 May 2011
Cairn India to drill first offshore well in the Mannar Basin in August
http://www.energy-pedia.com/article.aspx?articleid=145604

27 March 2011
Drilling for oil in Mannar Basin begins in July

http://www.sundayobserver.lk/2011/03/27/new21.asp

18 Feb 2011
Sri Lanka ready to nominate OVL for oil and gas blocks — update
http://www.energy-pedia.com/article.aspx?articleid=144204

24 January 2011
Sri Lanka Oil Exploration in Mannar Basin on Schedule. Tenders for more Blocks by End January

http://investsrilanka.blogspot.com/2011/01/sri-lanka-oil-exploration-in-mannar.html

— — — — — — — — — — —
http://www.prds-srilanka.com

Exploration History
Petroleum exploration in Sri Lanka began approximately 40 years ago in late 1960s. In 1967-68 Compaigne General de Geophysicque collected approximately 420 km of onshore and 75 km of offshore seismic data on behalf of the Ceylon Petroleum Corporation (CPC or Ceypetco). The Soviets, with their increased interest in South Asia in the 1970s, recorded 4837 km of marine seismic data in 1972 to 1975 along with some onshore data to evaluate the Palk Bay area in the Cauvery Basin under an agreement with the Sri Lankan government. In 1974 Soviets spudded Pesalai 1 on the Mannar Island and drilled to a TD of 2594 m to pre-Cambrian gneiss basement. The well encountered a water-bearing basal Lower Cretaceous sandstone with a small amount of dissolved gas with heavy ends to pentane. Encouraged by the gas show in Pesalai 1, Soviets drilled two more wells nearby, Pesalai 2 and Pesalai 3, but both failed to encounter significant reservoir rocks or a trap. This led to withdrawal of the Soviets from the area.

In 1975 CPC engaged Pexamin Pacific as a consultant to promote exploration in the Sri Lankan portion of the Cauvery Basin. In 1976 Western Geophysical recorded 1947 km of 2D seismic data around the island. Western Geophysical also collected 2829 km of seismic data in Palk Strait and the Gulf of Mannar in 1976. Subsequently, Pexamin Pacific signed a contract with CPC for an offshore exploration block.

Marathon Petroleum farmed into Pexamin’s interest in 1976 and drilled two exploratory wells, Palk Bay-1 and Delft-1 in the Cauvery Basin, both targeting horst block plays. Both failed to encounter any hydrocarbons and in 1977, the Marathon -Pexamin group relinquished its interests.

In 1981, Cities Services acquired interests in the Cauvery and the Mannar basins and collected a total of 1556 km of seismic, 1289 km in the Gulf of Mannar and 267 km in Palk Bay. The same year Cities Services drilled Pearl-1, located on the northeast shelf of the Gulf of Mannar. This well was drilled to total depth of 3050 m with no oil and gas shows. The well bottomed in a volcanic sill and is the only well on the Sri Lankan portion of the Mannar Basin to date. On the positive side, the well penetrated an 850 m thick Late Cretaceous basal sandstone unit thereby establishing the presence of significant reservoir rocks in the Mannar Basin.

About the same time ONGC made the PH-9 discovery approximately 30 km north of the India-Sri Lanka maritime boundary in the Cauvery Basin. Encouraged by this discovery Cities Services drilled Pedro 1, the most northerly exploration well in the Sri Lankan waters. The well was drilled to a total depth of 1437 m and failed to encounter any hydrocarbons.

In 1984 under a tripartite agreement between Phoenix Canada Oil Company, Petro-Canada and CPC, Petro-Canada acquired 980 km of 2D seismic data in the Mannar Basin. This is the first comprehensive seismic program in the Mannar Basin. However, no further work was done and by 1984 petroleum exploration work offshore Sri Lanka came to a halt and remained dormant till 2001.


In 2001 under a contract from the Asian Development Bank to evaluate the petroleum potential of Sri Lanka as well as its petroleum administrative and fiscal regime of the University of New South Wales (Newsouth Global Pty Ltd) provided an interpretation report and draft petroleum legislation and a Petroleum Resources Agreement. The latter was coined after the Indian Production sharing Contract (PSC) at that time. Encouraged by the report of the Newsouth Global, TGS NOPEC, a Norwegian seismic contractor with a regional office in Perth, Australia, approached CPC to undertake a speculative seismic program in the Mannar Basin. In 2001 CPC and TGS NOPEC signed an agreement to collect 1100 km of 2D seismic data in the Mannar Basin. The data was acquired in June-July 2001 and a detailed interpretation report was produced by Newsouth Global in 2002 (Newsouth Global 2002) under contract to TGS NOPEC. The report highlighted the petroleum potential of the Mannar Basin and encouraged TGS NOPEC to collected additional 4600 km of seismic in the basin 2005. These two TGS NOPEC data acquisitions provide a modern, high quality 2D seismic data set in the Mannar Basin for exploration companies interested in the area.

From 2002 to 2006 the Government of Sri Lanka and TGS NOPEC made attempts to attract exploration companies to Sri Lankan through road shows at various venues. These efforts were unsuccessful. In 2007 under a Cabinet Decision the government of Sri Lanka bought the Mannar Basin 2D data from TGS NOPEC thereby canceling the exclusive rights that TGS NOPEC had to collect seismic data in the territorial waters of Sri Lanka. Based on this data the Mannar Basin was divided into eight exploration blocks ranging from 3340 to 6640 sq. km. The Government of Sri Lanka offered the very northern block to the Government of India and the very southern block to the Government of China under previous pledges made by governments. Out of the six remaining blocks the Cabinet of Ministers decided to offer three for petroleum exploration under an international licensing round.

In 2007 September the Petroleum Resources Development Secretariat under the Ministry of Petroleum and Petroleum Resources Development launched the Mannar Basin Licensing Round for three exploration blocks in the Mannar Basin. An extensive marketing campaign was carried out globally with road shows and data rooms in London, Houston and Kuala Lumpur. These efforts were successful in the sense that bids were received for all three blocks with three bids for Block SL2007-01-001, two bids for Block SL2007-01-002 and one bid for Block SL2007-01-003). The Cabinet of Ministers decided that the number of bids received for blocks 002 and 003 are not enough and thus directed the Ministry to evaluate only the bids received for block 001.

The bidders for Block 001 in the Mannar Basin licensing Round consisted of Cairn India Limited, Niko Resources (Cyprus) Limited and Oil and Natural Gas Company of India (ONGC). The bids were evaluated by a technical evaluation committee (TEC) and a Cabinet appointed negotiation committee (CANC) who selected Cairn India Limited as the winning bidder on the basis of the work commitments and fiscal provisions in the bids. On July 07, 2008 the Government of Sri Lanka, through the Minister of Petroleum and Petroleum Resources Development signed a Petroleum Resources Agreement with Cairn Lanka (Private) Limited marking the beginning of petroleum exploration of Sri Lanka after a hiatus of 25 years.

Petroleum Potential Offshore Sri Lanka
Even though no oil and gas accumulations have been discovered in the Mannar Basin or in the part of the Cauvery Basin that lies within the jurisdiction of Sri Lanka, discoveries on the Indian side of the Cauvery Basin give clues to the potential for viable petroleum systems offshore Sri Lanka. Exploration efforts in the Cauvery Basin within Indian jurisdiction have resulted in twenty six small and medium sized oil and gas fields with a total resource of approximately 700 million barrels of oil equivalent (Babu and Lakshmi 2004). The closest discovery to Sri Lanka is the PH-9-1 well some 80 km to the north of the island. The well has flowed 1488 barrels per day of 56 API oil from a Cretaceous sandstone on drill stem testing.

The most recent discovery was when in July 2007 Reliance Industries Limited announced the first deep water discovery in the region from an exploration block on the Indian side of the Cauvery Basin, ‘Dhirubhai — 35’. The well was drilled in a water depth of 1,185 meters and encountered a clastic reservoir with a gross hydrocarbon column of around 150 m of Cretaceous section. The presence of oil and gas with condensate was confirmed by several tests. During drill stem tests (DST) the well has produced 31 million standard cubic feet of gas with 1,200 barrels of condensate per day from the main zone. Another zone tested below the main zone produced around 550 barrels of oil and 1 million standard cubic feet of gas per day. The well showed that not only the shallow water area but also the deep water area off south India and Sri Lanka could have viable petroleum systems.

Magoon and Dow (1994) defined a petroleum system as the essential elements and processes as well as all genetically related hydrocarbons that occur in petroleum shows, seeps, and accumulations whose provenance is a single pod of active source rock. United States Geological Survey in their 2000 assessment of the world resources introduced the term Total Petroleum System (TPS). The TPS consists of the essential elements (source rock, reservoir rock, seal rock, and overburden rock) and processes (generation-migration-accumulation and trap formation) as well as all genetically related petroleum that occurs in seeps, shows, and accumulations, both discovered and undiscovered, whose provenance is a pod or closely related pods of active source rock (USGS 2000). The TPS is a naturally occurring hydrocarbon-fluid system that can be mapped, and includes the essential elements and processes needed for oil and gas accumulations and presumes the existence of migration pathways, either now or in the past, connecting source rocks with reservoirs and traps

In assessing the total petroleum system in the Cauvery Basin and the Manner Basin one has to determine the possibility of source rocks, reservoir rocks, traps and generation and migration pathways for hydrocarbons to move from source to traps. Source rocks are rocks that contain organic carbon (kerogen) capable of producing hydrocarbons upon undergoing burial in a sedimentary basin. Kerogen is made up from altered remains of marine and lacustrine microorganisms, plants and animals. Upon burial, source rocks get heated up under the geothermal gradient in the region and produces hydrocarbons. The oil and gas production begins at 50° and ends at 150° C with peak oil production around 90° C. Reservoir rocks are rocks with gaps between different grains that make up the rock. These rocks have porosity and permeability so that oil and gas can pass through them or reside in them. When a reservoir rock containing petroleum meets an impermeable rock the oil and gas cannot move any further and get trapped. This way oil and gas can get accumulated in underground pockets where rocks have been faulted or folded creating traps where the reservoir rocks are capped by or juxtaposed against impermeable seal rocks.

Many source rock analyses have been conducted on cuttings from wells drilled in the region which suggest that good quality source rocks occur in the Lower Cretaceous and Jurassic rocks in the Cauvery and the Mannar basins. Especially the Lower Cretaceous rocks in the Pesalai wells seem to have high organic carbon values averaging 3.5 weight percent. However, the samples analyzed are mostly immature as the previous wells have been drilled on structural highs. This may be the reason that the previous wells in the area were dry. Modeling studies (Newsouth Global 2002) have indicated that the source rocks would be in the oil generating window in the deeper parts of the Cauvery and the Mannar basins.

Results from previous drilling indicate potential for good reservoir development in the area. The Pearl-1 well encountered an 850 m thick, good quality Late Cretaceous sandstone reservoir. Seismic data indicate possible development of both shallow marine and deep water submarine channel and submarine fan reservoirs in the area. Late Cretaceous and Tertiary limestone and shale intervals are present to provide adequate seal rocks.

Seismic data reveal a number of large anticlinal closures (traps) that can be interpreted as flower structures associated with northeast trending transfer faults. These faults can be traced to transform faults related to the mid ocean ridge in the Indian Ocean east of Madagascar. Minor faulting and fracturing associated with these large transfer faults would have provided ample pathways for oil and gas produced from the source rocks in the oil window to move into shallower reservoirs and traps. Large oil fields with billions of barrels of oil reserves have been found under similar structural setting offshore Brazil associated with transfer faults

As indicated above the essential elements of a petroleum system include source rock, reservoir rock, seal rock and processes such as hydrocarbon generation, migration-and accumulation and trap formation. Available data and discoveries in the region indicate that the Mannar Basin and the Cauvery Basin offshore Sri Lanka could have viable petroleum systems. This needs to be proved by drilling and until then we only know that there is only potential for oil and gas accumulations in the area. In quantifying this potential, the chance of an adequate source of oil and gas (mature good quality source rocks and migration pathways) could be estimated at 75%, the presence of adequate reservoir rocks in the basin could be estimated at 80% and the possibility of traps could be 100%. Therefore the chance of finding hydrocarbon accumulations may be estimated at (0.75 x O.8 x 1) 60%.

ГРР

Скважины

Legal & Land — MAPS & CHARTS

PRDS — PUBLICATIONS — The current status of oil exploration in Sri Lanka and future opportunities. CCI Bulletin, July 2008, P. 11.