Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1997
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 4.49 км²
Безымянное газовое месторождение
Безымянное газовое месторождение размещено в северо-западной части шельфа Черного моря. Глубина моря в районе месторождения 37-39 м. В тектоническом плане месторождение приурочено к западной центриклинали Каркинитско-Северо-Крымского мелового-палеогенового прогиба (по Б.М. Полухтовичу). По данным ГАО "Черноморнефтегаз" оно находится в пределах северо-восточного склона Килийско-Змеиного поднятия. Безымянная структура подготовлена к глубокому бурению по нижнепалеоценовым и среднеэоценовым отложениям сейсмическими исследованиями МСГТ в 1996 г. По горизонту IIIa (кровля палеогена) поднятие представляет собой брахиантиклиналь, нарушенную разломами северо-западного простирания (рис.1). Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -1175 м - 6,5x3,0 км, амплитуда - 25 м, площадь - 14,6 км2, ресурсы - 2,92 млрд м3 газа.
Рис.1. Структурная карта по кровле нижнего палеоцена Безымянного газового месторождения. 1 - изогипсы кровли нижнего палеоцена (по данным бурения), м; 2 - изогипсы отражающего горизонта IIIА (подошва Р1), м; 3 - условный контур газоносности; 4 - геологические разрезы; 5 - скважина поисковая, давшая газ, ликвидированная (числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютная отметка кровли нижнего палеоцена, м); 6 - контур газоносности, оцененной по категории С2.
Поисковое бурение на Безымянной структуре началось в 1997 г. Глубина скважин, м: 1 - 1185, 2 - 2258, 3 - 2055. Газонасыщенные пласты выделены в отложениях среднего эоцена и нижнего палеоцена. В результате опробования известняков нижнего палеоцена в скв. 1, 2 и 3 получены притоки газа соответственно 98,49; 78,6 и 96,1 тыс.м3/сут. Содержание метана в газе - 94,6-95,6 %, этана + высш. - 1,7-2,9 %. Пластовое давление на глубине 1081 м (скв. 1) - 11,72 МПа. Коэффициент аномальности - 1,08.
Залежь газа, выявленная в отложениях нижнего палеоцена, относится к пластово-сводовому типу. Газоводяной контакт не вскрыт. Широтным нарушением, которое пройдено скв. 3, структура разделена на два блока - южный и северный. Амплитуда нарушения - 8-10 м и в северо-западной части затухает. При испытании отложений среднего эоцена в скв. 1 (997-1008 м) и скв. 2 (1005-1009 м) получены притоки УВ-газа соответственно 145,9 и 110,8 тыс. м3/сут (10,2-мм штуцер). Содержание метана в газе - 96,4-96,8 %, этана + высш. - 0,45-0,57 %. Пластовое давление на глубине 1007 м (скв. 2) - 10,48 МПа, коэффициент аномальности - 1,04. В скв. 3 при испытании интервала 1026-1033 м получен приток пластовой воды дебитом 17 м3/сут. Минерализация - 7,9-75,0 мг/л, тип воды хлоркальциевый. Получение воды закономерно потому, что в скв. 3 отложения среднего эоцена вскрыты ниже газоводяного контакта. Залежь газа в отложениях эоцена относится к массивному типу. Запасы газа по категориям C1 + C2 по обеим залежам составляют 3262 млн. м3.
Источник: Н.И. Евдощук, Н.К. Ильницкий, П.Н. Мельничук, В.П. Клочко. Расширение потенциала нефтегазоносности акваторий Черного и Азовского морей. Москва, 2000 г.
Следующее Месторождение: Акташское