Га́зове родо́вище, Родо́вище приро́дного га́зу — сукупність газових покладів, приурочених до загальної ділянки поверхні і контрольованих одним структурним елементом.

Вступ Усього в світі відомо більше 10 тисяч газових родовищ, однак основні запаси газу зосереджені в невеликому числі унікальних (більше ) і найбільших () газових і газоконденсатних родовищ. За геологічним віком газоносність осадових порід розподіляється таким чином: у палеозойських відкладах — 23,5 %; в мезозойських — 65,5 % і у кайнозойських — 11,0 %. З піщаними колекторами пов'язано 76,3 % запасів, а з карбонатними — 23,7 %. Глинистими покришками контролюється 65,7 % запасів газу, соленосними — 34,3 %. Переважна більшість запасів газу зосереджена в пастках структурного типу.

Найбільші запаси природного газу зосереджені в надрах США, Норвегії, Канади, Мексики, Алжиру, Росії, Туркменистану, Індонезії.

Перше газове родовище в Європі було відкрите лише 1910 р., коли в передмістях Гамбурга була пробурена глибинна свердловина в пошуках питної води. Газ, що піднявся на поверхню з глибини близько 250 м, запалав і вирвався назовні у вигляді вогненних фонтанів, на які люди, що спостерігали за бурінням, зачаровано дивилися, як на унікальне диво природи. За період 1913—1930 роках на цьому родовищі було видобуто газу. Загалом з 1920-х років природний газ приходить на великі промислові підприємства.

Слід зазначити, що перші промислові нафтові родовища Європи відкрито в Україні в 1810 р., м. Борислав (Львівська область).

Класифікація газових родовищ За складом вуглеводнів: газові — відсутні важкі вуглеводні (метан — 95 — 98 %, відносна густина ∆ ≈ 0,56; при зниженні температури виділення рідких вуглеводнів не відбувається); газонафтові — сухий газ + рідкий газ (пропан-бутанова суміш) + газовий бензин С5+ (метан — 35 — 40 %, етан — 20 %, рідкий газ — 26 — 30 %, газовий бензин — 5 %, не вуглеводні — 8 — 13 %, відносна густина ∆ ≈ 1,1); газоконденсатні — сухий газ + конденсат (бензинова, гасова, лігроїнова й, іноді, масляна фракції) (метан — 75 — 90 %, етан — 5 — 9 %, рідкий газ — 2 — 5 %, газовий бензин — 2 — 6 %, не вуглеводні — 1 — 6 %, відносна густина ∆ ≈ 0,7 — 0,9); газогідратні — газ у твердому стані.

Газоконденсатних родовищ за фазовим станом: однофазні насичені — пластовий тиск рпл дорівнює тиску початку конденсації рк; однофазні ненасичені — рпл ˃ рк; двофазні — рпл ˂ рк; перегріті — пластова температура Тпл більша за критичну температуру конденсації (крикондентерму) Тmax.

Газоконденсатних родовищ за вмістом конденсату: Газоконденсатні родовища за змістом стабільного конденсату С5+ в 1 м³ пластового газу поділяються на такі групи: незначний вміст до 10 см³/м³; малий вміст від 10 до 150 см³/м³; середній вміст від 150 до 300 см³/м³; високий вміст від 300 до 600 см³/м³; дуже високий вміст понад 600 см³/м³.

Газових і газоконденсатних родовищ за вмістом нафти: поклади без нафтової облямівки або з облямівкою непромислового значення; поклади з нафтовою облямівкою промислового значення.

Родовищ за величиною початкового пластового тиску: низького тиску — до 6 МПа; середнього тиску — від 6 до 10 МПа; високого тиску — від 10 до 30 МПа; надвисокого тиску — понад 30 МПа.

Родовищ за дебітністю (максимально можливий робочий дебіт): низькодебітні — до 25 тис. м³/добу; малодебітні — 25 — 100 тис. м³/добу; середньодебітні — 100—500 тис. м³/добу; високодебітні — 500 — 1 000 тис. м³/добу; надвисокодебітні — понад 1 000 тис. м³/добу.

Основна характеристика Газові родовища бувають одно- і багатопластові (точніше багатопокладові й однопокладові).

У розрізі багатопластового газового родовища на одній площі є декілька газових покладів, розміщених один під одним на різній глибині. Деякі газові поклади мають самостійний газоводяний контакт (ГВК). Колектори можуть бути різної ґенези — кавернозними, міжґранулярними або тріщинними.

Переважна більшість газових родовищ знаходиться в зонах газонакопичення — склепінчасті підняття, внутрішньоплатформові западини, міжгірські западини, передгірські прогини і западини.

Поклади багатопластового газового родовища експлуатуються або роздільно свердловинами, пробуреними окремо на кожний горизонт, або спільно і свердловинами, які одночасно розкривають всі поклади. При роздільній експлуатації для зменшення кількості свердловин здійснюють експлуатацію із застосуванням роз'єднувачів (пакерів), які розділяють пласти — т. зв. сумісно-роздільна (одночасно-роздільна) експлуатація. В цьому випадку газ з нижнього горизонту окремо поступає у фонтанні труби, а з верхнього горизонту — в затрубний простір. Газові родовища розробляються без підтримування пластового тиску, на природному режимі. Чисто газові родовище мають у складі газу 94–99 % метану і незначну кількість етану, пропану; важчі вуглеводні здебільшого бувають у вигляді слідів. В газі газових родовищ спостерігаються домішки СО2, N2, Н2S, He.

Рівень річного відбору газу з родовища розраховують у кожному конкретному випадку на початковій стадії його освоєння, тобто на стадії створення проєкту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) і складання техніко-економічного обґрунтування видобування газу. Далі в міру накопичення інформації за результатами ДПЕ рівні річного відбору газу з родовища уточнюються в проєктах і аналізах розробки родовища.

Показники газовидобування Як правило рівні річного відбору газу з родовищ становлять 2-4 % від видобувних запасів, по окремих родовищах-регуляторах рівень річного відбору газу з родовищ сягає 10 %, а в деяких випадках і більше.

З практики експлуатації родовищ випливає, що при режимі природного виснаження кінцевий коефіцієнт газовилучення становить 85-95 %, в той час як кінцевий коефіцієнт конденсатовилучення — 30-60 %, а за сприятливих факторів — до 75 %.

Основні фактори, які впливають на коефіцієнт газовилучення і режим експлуатації родовища: середньозважений за об'ємом порового простору пласта тиск; площинна і за розрізом пласта неоднорідність літологічного складу і фаціальна мінливість порід пласта; тип родовища (пластове, масивне); темп відбирання газу; охоплення пласта витісненням (при природному або примусовому діянні на пласт); розміщення свердловин на структурі і площі газоносності; стан розкриття пласта свердловиною і конструкція свердловини; види робіт з інтенсифікації роботи свердловин.

Див. також Режим газового родовища Газові родовища України Газовий промисел Газовий поклад

Література Українська нафтогазова енциклопедія / за загальною редакцією В. С. Іванишина. — Львів: Сполом, 2016. — 603 с. : іл., табл. — ISBN 9789669191403.

В. Г. Суярко. Прогнозування, пошук та розвідка родовищ вуглеводнів. Підручник для ВНЗ. — Харків: Фоліо, 2015. — 413 с. Структурні умови формування нафтових і газових родовищ Азово-Чорноморського шельфу: Монографія / О. З. Савчак. — К.: Наукова думка, 2010. — 94 c. — (Проект «Наукова книга»). Suyarko V. G., Levoniuk S. M. Geology, forecasting, prospecting and exploration of oil and gas fields: Textbook. Kharkiv: National Technical University «Kharkiv Polytechnic Institute», Kyiv: FOP Khalikov R. H., 2020. — 360 p. Орловський В. М., Білецький В. С., Сіренко В. І. Технологія видобування газу і газового конденсату. Редакція «Гірничої енциклопедії», Полтава: НТП «Бурова техніка», Львів, Видавництво «Новий Світ — 2000», 2023. — 359 с.