В подземном газовом хранилище (ПХГ), которое будет построено в Грузии на месторождении Южный купол Самгори, будет храниться газ с азербайджанского месторождения Шах Дениз.
Такое заявление 14 августа 2017 г сделал глава Минэнерго Грузии И. Елошвили.
По его словам, строительство ПХГ связано не только с тем, что в Грузии нет своих подземных хранилищ газа, но и с планами Азербайджана.
ПХГ на месторождении Южный купол Самгори позволит консорциуму компаний, который занимается разработкой Шах-Дениза, нарастить добычу газа до 26,1 млрд м3 к 2021 г.
Министр пояснил, что объемы транзитного газа по территории Грузии вырастут в 3 раза, что положительно скажется на экономике страны.
По словам И. Елошвили, проект строительства ПХГ:
-гарантирует бесперебойную поставку газа уязвимым потребителям (бытовым потребителям и теплоэлектростанциям) в критических ситуациях;
- значительно улучшит энергетическую безопасность Грузии;
- позволит устранить сезонный дисбаланс между предложением и спросом на газ в стране;
- обеспечит создание конкурентоспособного газового рынка в Грузии;
- интеграцию местного рынка с европейским газовым рынком.
Напомним, в середине июля 2017 г Грузинская нефтегазовая корпорация (GOGC) объявила открытый международный тендер на закупку инженерных, закупочных, инсталляционных, пусконаладочных работ (EPIC) для строительства ПХГ на месторождении Южный купол Самгори.
Итоги тендера будут объявлены к осени 2017 г .
Общая стоимость проекта оценивается примерно в 270 млн долл США.
Строительные работы по проекту GOGC планируется начать в начале 2018 г.
В рамках 1го этапа строительства ПХГ исследованиями была подтверждена возможность строительства ПХГ емкостью до 300 млн м3 газа.
На 1м этапе строительства будут пробурены 2 оценочные скважины.
После завершения строительства, которое ожидается к 2021 г, в структуре будет возможно хранить 210-280 млн м3 газа.
Притбилисский нефтегазоносный район в геологическом отношении приурочен к антиклинорию, сформированному на восточном продолжении Триалетской складчатой зоны.
Последняя характеризуется развитием сжатых складок субширотного простирания, сложенных карбонатными, вулканогенными и терригенными образованиями мела и палеогена.
Все складки погружаются в восточном направлении, и некоторые из них отражены в более молодых (верхний эоцен - нижний миоцен) комплексах.
Площадь этого района была изучена детальной геологической съемкой и структурным бурением.
В скважине №11 из карбонатных отложений палеоцена-верхнего мела был получен промышленный фонтан газа.
Это послужило основой для ускоренного изучения строения Притбилисского района сейсморазведочными работами, в первую очередь по отложениям мела.
Для площади Самгори была построена структурная карта лишь по отражающему сейсмическому горизонту, условно приуроченному к кровле среднего эоцена.
На основании этой карты планировалось заложение ряда скважин на меловые отложения.
В процессе бурения 1х скважин на Самгорской площади в среднеэоценовых породах отмечались поглощения промывочной жидкости с падением уровня до 300-350 м.
В связи с этим ни одна из 7 запроектированных скважин не достигла проектной глубины и не вскрыла отложения палеоцена-верхнего мела.
Часть скважин остановлена в образованиях среднего эоцена, но опробование их дало отрицательные результаты.
Скважина №3 была пробурена со вскрытием толщи нижнего эоцена, из которой получен кратковременный промышленный приток газа.
С целью изучения нижнеэоценовых отложений в более благоприятных структурных условиях в 1973 г заложена скважина №7 в присводовой части Самгорского поднятия.
Она вскрыла поглощающие интервалы среднего эоцена, и на забое 2780 м бурение было остановлено в связи с появлением нефти на поверхности.
При испытании скважины получен промышленный приток нефти.
Так было открыто нефтяное месторождение Самгори в вулканогенно-осадочных отложениях.
Среднеэоценовая нефтеносная толща в Притбилисском районе представлена вулканогенно-осадочными, трещиноватыми породами (туфы, туфоаргиллиты, туфобрекчии с покровами порфиритов).
Эффективная емкость связана с трещинами; матрица пород пористостью 3-5 % практически непроницаема.
В результате дальнейших поисково-разведочных работ было установлено, что месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, состоящей их 3х куполов (Самгорского, Патардзеульского и Ниноцминдского), разделенных неглубокими седловинами.
Антиклиналь воздымается с запада на восток; кровля среднего эоцена на Самгорском куполе залегает на глубине 1800 м, а на Ниноцминдском - 1400 м. Самгорский купол простирается с северо-запада на юго-восток.
На месторождении Южный купол Самгори промышленная нефтеносность связана с коллекторами трещинно-кавернозного типа.
Залежь массивная, водоплавающая, начальный ВНК горизонтальный, установлен на отметке -1650 м, начальное пластовое давление 20,2 МПа, газовый фактор 94,2 м3/т.
По данным разработки этих залежей, особенно Самгори-Патардзеули, выявлен ряд специфических особенностей, обусловленных как геологическими, так и гидрогеологическими факторами.
Высокие темпы отбора жидкости из Самгорского и Патардзеульского куполов обусловили быстрое продвижение ВНК, который повышался с опережением в сводовой части, характеризуемой лучшими коллекторскими свойствами.
