Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1966
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 5.99 км²
Черноморское газоконденсатное месторождение
Черноморское газоконденсатное месторождение расположено на Тарханкутском полуострове, в 3 км к западу от пос. Черноморское. Месторождение приурочено к сводовой части субширотной пологой складки (рис. 1).
Вскрытая часть разреза выражена отложениями верхнего мела и палеогена, несогласно перекрытыми образованиями неогена. Мощность палеогеновых осадков возрастает до 2090 м за счет отложений эоцена и олигоцена. Мощность горизонта нижнего палеоцена остается стабильной, составляя 116 м.
Рис. 1. Черноморское газоконденсатное месторождение. Схематическая структурная карта по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.).
1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта; 2 — положение газо-водяного контакта; 3 — дизъюнктивные нарушения по геофизическим материалам; 4 — разведочные скважины
Размеры симметричного Черноморского поднятия по кровле продуктивного горизонта 3,6X2,5 км, амплитуда порядка 63 м (по замыкающей изогипсе —2100 м). Складка входит в состав поднятий северной тектонической полосы полуострова. Углы падения крыльев 8—13°. крыло, по сейсмическим данным,
Залегание спокойное, лишь южное вероятно, осложнено широтным нарушением небольшой амплитуды.
Поднятие выявлено геологическими и подтверждено сейсмическими исследованиями и разбурено в 1966—1967 гг. Дебит газа в скв. 2 (1966 г.) из отложений палеоцена достигал 11,6 тыс. м3/сутки на 6-мм диафрагме.
Коллектор выражен уплотненными глинистыми детритусовыми известняками, малопористыми и непроницаемыми. На низкие физические свойства пород указывают глубокие депрессии на пласт при вызове притока (до 200 бар) и длительные сроки восстановления уровня.
Продуктивный горизонт залегает на глубине 2078—2160 м и включает 34 м верхнепалеоценовых пород. Газоконденсатная залежь неполнопластовая, полного контура. Газо-водяной контакт условно отбивается на отметке —2080 м, высота залежи равна 43 м. Из-за плохого качества коллекторов резервуар имеет сложную структуру, во многом обусловленную трещиноватостью очагового характера. Поэтому в водоносной части существуют полости, заполненные газом. Начальное пластовое давление на контакте 208 бар, а температура 108° С.
Газ метановый (88—93%) с содержанием 4—5% гомоголов. Газ выносит слабо окрашенный маловязкий конденсат с плотностью 754 кг/м3, который на 68% состоит из бензинов и выкипает при 270° С. Углеводородная смесь в пластовых условиях находится в двухфазном состоянии.
Прогнозные запасы газа по кат. A + B + Ci составляют около 0,41 млрд. м3.
Водоносные горизонты обнаружены в отложениях палеоцена, эоцена и Майкопа. Водообильность палеоценовых коллекторов низкая, так что дебиты обычно менее 1 м3/сутки при депрессиях 50—140 бар. Статический уровень вод находится в 10 - 12 м от устья. Режим залежи газовый.
Солевой состав вод часто искажен соляно-кислотными реагентами. Природная минерализация воды порядка 21—24,7 г/дм3. Воды гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа. Характерна повышенная сульфатность rSO4 * 100/С1=4 - 5,3) и увеличенное содержание йода (до 33 мг/дм3), брома (до 57 мг/дм3), бора (до 160 мг/дм3). Меловой комплекс вскрыт только на 12 м.
Источник: Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., «Недра», 1974. 208 с.
Следующее Месторождение: Межводненское