Месторождение: Карлавское (ID: 49313)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки:

Год открытия: 1961

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 23.91 км²

Описание

Карлавское газоконденсатное месторождение

Карлавское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Тарханкутского полуострова, в 10 км к югу от пос. Черноморское. Небольшая газовая залежь приуро­чена к вытянутому в субширотном направлении антиклинальному под­нятию, которое хорошо выражено в рельефе (рис. 1, 2). Вскрытая часть разреза сложена породами неогена, палеогена, верхнего и нижне­го мела. Домеловые отложения не вскрыты. Общая мощность осадочно­го чехла превышает 3940 м (скв. 8).

Карлавское поднятие представляет собой узкую асимметричную складку с раздутыми периклиналями, длина которой 9 км и ширина 1,6 км (по замыкающей изогипсе —1174 м). Амплитуда 164 м. Складка на востоке соединена через неглубокую седловину с Кировским подня­тием, а на юго-востоке сочленяется с Глебовским. Северное крыло по­логое (8—12°), а южное крутое (13—18°), оно осложнено широкой зо­ной продольных нарушений, на­клоненных к северу и выходящих на поверхность преднеогенового размыва, с амплитудой 60—100 м.

Рис. 1. Структурная карта участка территории Тарханкутского полуострова по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.)

1 - изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — контур газоносности; 3 — дизъюнктивные на­рушения; 4 — разведочные скважины; 5 — структурно-поисковые скважины. Месторождения: I — Карлавское, II — Краснополянское, III — Глебовское

Северное крыло также рассечено дизъюнктивным нарушением с ам­плитудой 50—100 м. Сводовая часть поднятия расчленена серией малоамплитудных сбросов на бло­ки, смещенные относительно друг друга. По данным сейсморазве­дочных работ 1968—1969 гг., с глубиной сохраняется преемствен­ность структурных планов, не­смотря на усложнение строения поднятия.

Рис. 2. Геологический профиль (по линии I—I) через Карлавское месторождение.

1 — стратиграфические границы; 2 — поверхности размыва отложений; 3 — дизъюнктивные наруше­ния; 4 — залежи газа; 5 — уровень структурного порога ловушки

Карлавская складка выявлена сейсмическими работами в 1959 г. и детализирована структурно-поисковым бурением в 1960 г. При испы­тании нижнепалеоценовых отложений в скв. 2 (1961 г.) получен приток горючего газа дебитом до 30 тыс. м³/сутки. Коллекторы представлены детритусовыми известняками, образующими массивный резервуар. Их открытая пористость 1,9—15,6%, а проницаемость менее 0,1 мд. Газонасыщенность пород не выше 50%.

Продуктивный горизонт залегает на глубинах 1126 - 1200 м. Газо­конденсатная залежь сводовая, неполнопластовая, тектонически ограни­ченная по западному краю. Газо-водяной контакт отбивается на отмет­ке – 1030 м, и высота залежи равна 20 м. Начальное пластовое давле­ние на глубине флюидального контакта составляет 110,7 бар, а температура 71° С.

Газ метановый (91 - 93%), включает 4 - 8,3% гомологов и содержит 34 см³/м³ стабильного конденсата, плотность которого 690 кг/м³. Легкоподвижный бесцветный конденсат выкипает при 167° С. В сыром конденсате содержится: метана 8,1 вес. %, эта­на 4,6, пропана 2,3, бутанов 4,6, пентанов 13,2, гексанов и высших 67,3, азота 0,7 и углекислоты 0,2 (Саввина и др., 1963). По химическому составу конденсат метаново-нафтенового ряда.

Запасы газа незначительны: по кат. А+В+С₁около 50 млн. м³.

В уплотненных глинистых известняках верхнего палеоцена установ­лена слабая газоносность маломощной пачки в скв. 1 и 2. Дебиты до 1000 м³/сутки. Газоводяной контакт на востоке (скв. 2) общий, а газ имеет сходный состав с яижнепалеоценовым. Западная залежь (скв. 1) автономна. Газо-водяной контакт залегает на отметке около —1007 м, а высота залежи 8 - 10 м. Газ более «сухой» (гомологов 5,3%) по срав­нению с газом основного объекта.

Водоносные горизонты приурочены к отложенцям верхнего мела, палеоцена и неогена. Дебиты вод продуктивного горизонта не выше 2 м³/сутки при депрессии 20 - 40 бар. Напорная поверхность вод гори­зонтальна, и статические уровни устанавливаются на 20 - 25 м. Режим залежи газовый.

В солевом составе вод преобладают хлориды натрия. Соленость вод 23—21 г/дм³. Сульфатность повышена (rSO₄*100/С1=0,76 - 3,0). Содержание брома достигает 60 мг/дм³, йода 20 мг/дм³, бора 130 - 430 мг/дм³. Воды гидрокарбонатно-натриевые, лишь на южном ослож­ненном крыле получен приток вод хлор-кальциевого типа.

В скв. 8 (1968 г.) из сеноманских отложений (интервал 3380 - 3472 м) получен приток газа с конденсатом дебитом порядка 150 тыс. м³/сутки. Газ метановый (до 83%) с высоким содержанием тяжелых го­мологов (15 - 16%) и незначительной примесью негорючих (1 - 2%).

Источник: Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., «Недра», 1974. 208 с.

Следующее Месторождение: Шмидтовское