Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1960
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 6.13 км²
Оленевское газоконденсатное месторождение
Оленевское газоконденсатное месторождение расположено в западной части Тарханкутского полуострова, в 25 км к юго - западу от пос. Черноморское. Залежь приурочена к сводовой части широтной брахиантиклинальной складки (рис. 1, 2).
В разрезе поднятия выделяются отложения верхнего мела и палеогена, несогласно перекрытые известняками неогена. Оленевская складка опущена на 200 м по отношению к Родниковской, что сказалось на увеличении Мощностей верхнего мела. Вскрытая мощность осадочного чехла составляет 3110 м, а мощность палеогеновых отложений 670 м.
Рис. 1. Оленевское газовое месторождение. Схематическая структурная карта по кровле верхнего палеоцена. Составили Г. П. Курыло и В. Ю. Корнилюк (1962 г.). 1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — граница распространения отложений горизонта; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — газо-водяной контакт; 5 — разведочные скважины; 6 — сгруктурно-поисксвые скважины
Размеры по замыкающей изогипсе - 480 м равны 5,5x1,5 км, амплитуда 180 м. Строение складки асимметричное. Угол падения пород эоцена на северном крыле 12 - 23°, южное крыло крутое (18 - 25°) и осложнено взбросом широтного простирания с амплитудой 50 - 130 м. В восточном направлении складка отделена неглубокой седловиной от Родниковского поднятия.
Рис. 2. Геологический профиль (по линии I—I) через Оленевское месторождение. 1 - стратиграфические границы; 2 — поверхность размыва пород, 3 — дизъюнктивные нарушения, 4 — газовая залежь; 5 — уровень структурного порога ловушки
Оленевская складка выявлена геологической съемкой и в 1958— 1959 гг. детализирована сейсмическими работами и структурно-поисковым бурением. В ряде структурных скважин (210, 229, 234) происходили газовыделения до выбросов на глубинах 420 - 440 м из отложений нижнего палеогена, а в 1960 г. из скв. 5 получен промышленный приток газа.
Верхнепалеоценовый газоносный горизонт выражен мергелями и глинистыми известняками, которые практически непроницаемы в монолите, несмотря на пористость 22 - 30%. Известняки образуют массивный резервуар сложной структуры, во многом обусловленной очаговым характером трещиноватости пород. Последнее приводит к неравномерному газонасыщению коллектора. Трещиноватость оценивается в 1% от объема скопления газа. Мощность продуктивного пласта 189—199 м.
Газоносный горизонт залегает на глубинах 400 - 600 м. Залежь неполнопластовая, зонального строения, подпирается подошвенными водами на отметке около - 460 м. Высота залежи 160 м. Начальное пластовое давление на контакте примерно 54 бар (562 м), а температура 32° С. Потенциальный дебит газа определен в 52 тыс. м3/сутки. Однако активное подтягивание вод ограничивает оптимальный дебит на 30 тыс. м3/сутки. После отбора 13 млн. м3 газа, в течение годичной эксплуатации залежи для местных нужд (включая потери газа на грифонообразование), скв. 5 обводнилась на всю мощность газоносного интервала.
Газ метановый (94 - 95%) с низким содержанием гомологом (3 - 4%) и негорючих (до 2%). Вместе с газом выносился конденсат. Светло-желтая малосмолистая жидкость с плотностью 795 - 804 кг/м3 выкипает при 242 - 258° С. По химическому составу конденсат нафтеново-метанового ряда с содержанием аренов 22,6 вес. % и алканов 23,6%. В пластовых условиях углеводородная смесь находится в двухфазном состоянии.
Водообильность палеоценовых коллекторов низкая, дебиты не выше 26 м3/сутки при депрессиях до 35 бар. Статический уровень прослеживается на глубине 35 м от устья, восстанавливаясь за 10 часов. Минерализация подошвенных вод гидрокарбонатно-натриевого типа .21— 22 г/дм3, а вод, выносимых газом, 11—32 г/дм3. В водах повышено содержание йода (до 16 мг/дм3), брома (до 50 мг/дм3), бора (до 380 мг/дм3).
Запасы газа на месторождении оценивались в 100 млн. м3.
Источник: Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., «Недра», 1974. 208 с.
Следующее Месторождение: Штормовое